Электроснабжение сельского населенного пункта

 

Потери напряжения в трансформаторе определяются по формуле

 

,

 

где S_max – расчётная мощность, кВА;

S_тр – мощность трансформатора, кВА;

U_а – активная составляющая напряжения короткого замыкания, %;

U_р – реактивная составляющая напряжения короткого замыкания, %.

активная составляющая напряжения короткого замыкания определяется по формуле

 

,

 

где DР_к.з. –потери короткого замыкания в трансформаторе, кВт.

реактивная составляющая напряжения короткого замыкания определяется по формуле

 

,

 

где U_к.з. – напряжение короткого замыкания, %.

Коэффициент мощности определяется по формуле

 

,

 

где Р_р –расчётная активная мощность, кВт;

S_р – расчетная полная мощность, кВА.

U_а=0,09 %,

U_p=6,499 %,

0,994,

sin(j)=0,104

(503,881/400)×(0,089+0,682)=0,972 %

12. Определение  потерь мощности и энергии  в сети высокого напряжения и трансформаторе

 

Правильный выбор электрооборудования, определение рациональных режимов  его работы, выбор самого экономичного способа повышения коэффициента мощности дают возможность снизить потери мощности и энергии в сети и тем самым определить наиболее экономичный режим в процессе эксплуатации.

Потери мощности в  линии определяются по формуле

 

 

где I – расчётный ток участка, А;

r_о – удельное активное сопротивление участка, Ом/км;

L – длина участка, км.

Энергии, теряемая на участке  линии, определяется по формуле

где t - время потерь, час.

Время потерь определяется по формуле

 

 

где Т_м – число часов использования максимума нагрузки, (П.1 таблица 10), час.

Расчёт ведётся для  всех участков, результаты расчётов заносятся в таблицу 12.1

 

Таблица 12.1- Определение потерь мощности и энергии в сети высокого напряжения

Участок сети	I, А	ro, Ом/км	L, км	DР, кВт	Тм, час	t, час	DW, кВт·ч
РТП-ТП4	24,106	1,139	5,385	9,388	3400	1885,992	17706,982
ТП4-ТП2	11,336	1,8	2	0,771	3400	1885,992	1454,337
ТП2-ТП3	8,711	1,8	1,802	0,41	3400	1885,992	774,108
ТП3-ТП1	5,212	1,8	5,099	0,415	3200	1726,911	717,811
ТП4-ТП5	13,813	1,8	0,5	0,286	3400	1885,992	539,815
ТП5-ТП6	6,649	1,8	2	0,265	3400	1885,992	500,347
Итого:			16,786	11,537			21693,403

 

Потеря мощности и  энергии, теряемые в высоковольтных линиях, в процентах от потребляемой определяется по формуле

 

,

,

∆P%=0,866 %,

∆W%=0,479 %.

 

Потери мощности и  энергии в высоковольтной сети не должны превышать 10%.

Потери мощности в  трансформаторе определяются по формуле

 

где DР_х.х – потери холостого хода трансформатора, кВт (табл.28 П.1 [1]);

DР_к.з – потери в меди трансформатора, кВт (табл.28 П.1 [1]);

b - коэффициент загрузки трансформатора.

Потери энергии в  трансформаторе определяются по формуле

 

,

∆P_тр= 1,35+1,586×5,5= 10,077 кВт,

∆W_тр= 1,35×8760+1,586×5,5×1885,992= 13720,72 кВт×ч.

13. 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 dU¹⁰⁰=5%; dU²⁵=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

 

,

 

V_рег=5-1+0,081+0,243-5=-0,675 %, принимается стандартная регулируемая надбавка равная 0 %,

∆U_доп=9-0,326-0,972+5-5-(-5)+(0)=12,701 %, что составляет 48,26 В.

14. 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);

DU_доп.а – активная составляющая допустимой потери напряжения, В;

Р_i – активная мощность i-го участка сети, Вт;

L_i – длина i-го участка сети, м;

U_ном – номинальное напряжение сети, В.

Активная составляющая допустимой потери напряжения определяется по формуле

 

,

 

где DU_р – реактивная составляющая допустимой потери напряжения, В.

реактивная составляющая допустимой потери напряжения определяется по формуле

 

,

 

где Q_i – реактивная мощность i-го участка сети, квар;

L_i – длина i-го участка сети, км;

х_о – удельное индуктивное сопротивление провода, Ом/км;

U_ном – номинальное напряжение, кВ.

Участки принимаются  для последовательной цепи от источника  до расчетной точки.

Мощность конденсаторной батареи определяется по формуле

 

,

 

где Р_р – расчетная мощность кВт;

 – коэффициент реактивной  мощности до компенсации;

 – оптимальный коэффициент  реактивной мощности.

Расчетная реактивная мощность после установки поперечной компенсации определяется по формуле

 

,

 

где Q_p.дк. – расчетная реактивная мощность до компенсации.

Линия №1 ТП-6 - 352 + 352 - 113

 

∆U_p= (0,299/0.38)×(2×0,025+0×0,016492)=0,039 В,

∆U_д.а.=48,259-0,039=48,22 В,

106492/586361,599=0,181 мм².

 

Принимается алюминиевый провод сечением 16 мм² марки AC-16.

 

∆U_ф= ((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

 

∆U_p= (0,299/0.38)×(12×0,1822+12×0,240185)=4,001 В,

∆U_д.а= 48,259-4,001=44,258 В,

10996925/538182,757=20,433 мм².

 

Принимается алюминиевый  провод сечением 25 мм² марки AC-25.

 

∆U_ф=((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

 

∆U_p= (0,299/0.38)×(23,6×0,275181+20×0,305163)=9,945 В,

∆U_д.а =48,259-9,945=38,314 В,

30338154/465904,953=65,116 мм².

 

Принимается алюминиевый  провод сечением 70 мм² марки AC-70.

 

∆U_ф=((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

 

∆U_p= (0,299/0.38)×(15,199×0,428122+0,32×0,15654)=5,177 В,

∆U_д.а =48,259-5,177=43,082 В,

15265120/523889,05=29,138 мм².

 

Принимается алюминиевый  провод сечением 35 мм² марки AC-35.

∆U_д.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

15. Расчёт сети  по потере напряжения при пуске  электродвигателя

 

Когда в сети работают короткозамкнутые асинхронные электродвигатели большой мощности, то после того, как сеть рассчитана по допустимым отклонения напряжения, её проверяют на кратковременные колебания напряжения при пуске электродвигателей. Известно, что пусковой ток асинхронного короткозамкнутого электродвигателя в 4…7 раз больше его номинального значения. Вследствие этого потеря напряжения в сети при пуске может в несколько раз превышать потерю напряжения на двигателе будет значительно ниже, чем в обычном режиме.

Однако в большинстве  случаев электродвигатели запускают  не слишком часто (несколько раз в час), продолжительность разбега двигателя невелика – до 10 с.

При пуске электродвигателей  допускаются значительно большие  понижения напряжения, чем при нормальной работе. Требуется только чтобы пусковой момент двигателя, был достаточен для преодоления момента сопротивления и, следовательно, двигатель мог нормально развернуться.

Потребитель 142 (цех консервов) имеет привод компрессора с электродвигателем 4А112М2Y3

 

Паспортные  данные электродвигателя

Р_ном=7,5 кВт  cosj_ном=0,88 КПД=0,875

l_max=2,799  l_min=1,8  l_пуск=2

l_кр=2  R_к.п=0,076  Х_к.п=0,149

S_к=17  к_I=7,5  l_тр=1,199

 

Допустимое отклонение напряжения на зажимах двигателя определяются по формуле

 

,

dU_доп.д.=-(1-0,851)×100=-14,853 %

 

Параметры сети от подстанции до места установки электродвигателя определяются по формулам

 

,

,

r_л=0,411×0,275=0,113 Ом,

x_л=0,299×0,275=0,082 Ом.

 

Фактическое отклонение напряжения на зажимах электродвигателя определяется по формуле

 

,

 

где δU_{д.д.пуск} - отклонение напряжения на зажимах электродвигателя до пуска, %;

DU_{тр.пуск} - потери напряжения в трансформаторе при пуске электродвигателя, %;

ΔU_{Л.0,38 пуск} – потери напряжения в линии 0,38 кВ при пуске электродвигателя, %.

Потеря напряжения в  трансформаторе при пуске электродвигателя определяется по формуле

.

 

Мощность двигателя  при пуске определяется по формуле

 

,

 

где К_I – кратность пускового тока.

Коэффициент реактивной мощности при пуске определяется по формуле