--PAGE_BREAK--Середньозважений коефіцієнт потужності на ділянках лінії з різнорідними навантаженнями визначаємо за формулою:
, (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 потужності 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
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 інтервалами навантажень
(11)
де SPпід. – розрахункове навантаження підстанції, кВА;
n – кількість трансформаторів, шт.;
– мінімальна і максимальна межа економічного інтервалу навантаження трансформатора прийнятої номінальної потужності (Додаток Е), кВА.
Приймаю SН тр = 100 кВА
Прийняті номінальні потужності трансформаторів перевіряю із умови їх роботи у нормальному режимі експлуатації за допустимими систематичними навантаженнями. Для забезпечення нормального режиму експлуатації підстанції вибрані номінальні 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
Розрахункові 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-ї 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, %;
– сумарні 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% навантаженні віддаленої ТП перевіряємо за виразом:
, (16)
де – відхилення напруги біля джерела живлення при 25 % навантаженні, %;
– сума постійних та перемінних надбавок напруги трансформаторів, %;
– сумарні 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
-4,5
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, %
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
8 ПЕРЕВІРКА ПОВІТРЯНОЇ ЛІНІЇ 0,38 кВ НА КОЛИВАННЯ НАПРУГИ ПІД ЧАС ПУСКУ ПОТУЖНОГО ЕЛЕКТРОДВИГУНА
Для того, щоб коливання напруги в мережі 0,38 кВ під час пуску асинхронного електродвигуна знаходилося у заданих межах, необхідно щоб виконувалася умова
(19)
де – допустиме коливання напруги (задається у завдані на проект), %;
– фактичне коливання напруги, %.
(20)
де Zм – повний опір електричної мережі, Ом;
Zеп – повний опір короткого замикання асинхронного двигуна, Ом.
, (21)
де Zл – повний опір лінії від трансформатора до двигуна, Ом,
Zт – повний опір трансформатора, Ом.
, (22)
де roi, xoi – питомі опори проводів i–тої ділянки лінії [1 с.458; 9 с. 93], Ом/км;
li – довжина i–ї ділянки лінії, км.
, (23)
де Uк% – напруга короткого замикання трансформатора [1 с.473], %;
Uн – номінальна напруга трансформатора зі сторони низької напруги, кВ;
Sнт – номінальна потужність трансформатора (проектованої ТП 10/0,4 кВ), кВА.
, (24)
де Uн – номінальна напруга мережі, В;
ki – кратність пускового струму електродвигуна;
Iнд. – номінальний струм електродвигуна (каталожні дані), А.
Розрахунки:
Дан двигун АИР160S4У3: Рн = 15 кВт; n=1455 об/хв.; Ін = 28,5А; η=90%; cosφ=0,89; Іn/Ін.=7,0; m=100кг.
Ом
Zм=0,07+0,0000645=0,07 Ом
Т. як =5,98%, то умова пуску виконується.
Обраний двигун розміщуємо у кормоцехі. ЕД підключаємо проводом А 4*50 .
9 РОЗРАХУНОК СТРУМІВ КОРОТКОГО ЗАМИКАННЯ
Розрахунок струмів короткого замикання (к.з.) виконується з метою вибору і перевірки обладнання, струмоведучих частин на термічну та динамічну стійкість в режимах коротких замикань, проектування релейного захисту, грозозахисту, пристроїв заземлення.
9.1 Розрахунок струмів короткого замикання в мережі 10 кВ
продолжение
--PAGE_BREAK--