Расчет производим по максимальной дневной нагрузке или вечерней мощности. Например, по данным таблицы 4 нагрузки производственных объектов суммарная дневная мощность Рд > Рв следовательно для производственных объектов расчет производим по дневной мощности. Для коммунально-бытовых потребителей Рв> Рд, следовательно, расчет производим по вечерней нагрузке.
Электрические нагрузки на участках линий напряжением 0,38 кВ находят, суммируя расчетные нагрузки на вводах потребителей. При этом учитывают коэффициент одновременности работы потребителей. Если значение суммируемых нагрузок не отличается одна от другой более чем в 4 раза, то дневная и вечерняя мощность участка линии, кВт:
где к0 - коэффициент одновременности, который зависит от числа потребителей.
РД и РВ - дневная и вечерняя расчетная мощности на вводе потребителей, кВт.
Для тех потребителей нагрузки, которых не указаны в РУМ, расчетные мощности на вводе определяются по формуле:
где кД и кВ - коэффициент дневного и вечернего максимума;
Рмакс - максимальная расчетная мощность на вводе потребителя, кВт.
Коэффициенты дневного и вечернего максимума принимают для производственных потребителей кд = 1; кв =0,6 - бытовые без электроплит; кд = 0,3…0,4 - с электроплитами, кд = 0,6 (кв = 1 в обеих случаях); при смешанной нагрузке кд = кв = 1. Пример: нагрузки водонапорной башни.
В РУМе нет Рн насоса Рн = 10 кВт; Рн.в. = 0,6*10=6 кВт; Рн.д. = 1*10=10 кВт.
Значение нагрузок на участках с разными потребителями или отличающими одно от других более чем в 4 раза, суммируют с помощью таблиц надбавок активной мощности. При этом к большему слагаемому прибавляют значение ДР - надбавка активной мощности меньшей нагрузки.
где РМАКС - максимальная мощность нагрузки, кВт;
ДРi - надбавка активной мощности, кВт.
Полная мощность участка:
где cosцВ и cosцД - дневной и вечерний коэффициенты мощности, зависящие от характера потребителей.
Рисунок 5. Расчетная схема линий напряжением 0,38 кВ:
10.Определение расчетных и эквивалентных мощностей на участках линий
Расчетная схема производственного потребителя животноводческая ферма для этого примера приведем пример расчета эквивалентных мощностей на участках для всех четырех линий.
Линия 1
Расчет производим по дневной мощности РД. Нагрузки начинаем суммировать с конца линий.
Участок 3-2
Участок 2-1
Участок ТП-1
Линия 2
Расчет производим аналогично расчету первой линии.
Участок 6-5
Участок 5-4
Участок ТП-4
Линия 3
Участок 9-8
Участок 8-7
Участок ТП-7
Линия 4
Участок 11-10
Участок ТП-10
11.Выбор площади сечения и количества проводов
Предварительно оп эквивалентной мощности производим выбор сечения проводов в зависимости от района по гололеду.
Выбора расположения в 3 районе по гололеду.
Линия - 1
участок ТП-1 3х100+1х95
участок 3-2 3х70+1х25
участок 2-1 3х50+1х25
Линия - 2
участок ТП-4 3х150+1х95
участок 6-5 3х100+1х95
участок 5-4 3х100+1х95
Линия - 3
участок ТП-7 3х150+1х95
участок 9-8 3х100+1х50
участок 8-7 3х50+1х50
Линия - 4
участок ТП-10 3х100+1х95
участок 11-10 3х70+1х50
12.Определение потерь напряжения
Потери напряжения по участкам линий определяют по формуле:
где ДUУД или ДUтабл. - удельные потери напряжения;
S - полная мощность уч-ка, кВА;
lУЧ - длина участка, м.
Удельные потери определяем по значениям коэффициента мощности и сечению принятых проводов. На пересечении колонок марки и сечения провода получим, интерполируя табличные значения удельных потерь напряжения в тысячных долях процента на 1 кВ*А км.
В соответствии с примером в разделе
Линия 1
Рассчитываем потери в конце Линии 1
Линия 2
Рассчитываем потери в конце Линии 2
Линия 3
Рассчитываем потери в конце Линии 3
Линия 4
Рассчитываем потери в конце Линии 4
Таблица 3. Результаты расчета проводов воздушных линий напряжением 0,38/0,22 кВ
13.Пример выбора сечения изолированных проводов ВЛИ
Выбор сечения производим по допустимому току нагрева. Для данной расчетной схемы производим выбор наибольшего сечения для всех трех участков.
1.Определяем токи нагрузок.
где Р1 - дневная мощность (нагрузка) объекта КЗС.
UН - номинальное напряжение сети, равное 0,38кВ;
cosц - коэффициент мощности кормоцеха, равный 0,75.
2. Определяем максимальный ток участка
Линия 1.
Линия 2.
Линия 3.
Линия 4.
3. По справочнику определяем сечение провода.
Линия 1
Линия 2
Линия 3
Линия 4
Выбираем СИП-2 для всех участков. В зависимости от силы тока на участках, нужно выбрать разное сечение провода.
Для участка ТП-1 на линии 1 выбираем провод СИП2 3х100+1х95.
Для участка ТП-4 выбираем провод СИП2 3х150+1х95.
Для участка ТП-7 используем провод СИП2 сечением 3х150+1х95.
Для участка ТП-10 используем провод СИП2 сечением 3х100+1х95
14. Определяем потери напряжения на всех трех участках по формуле
(15)
где r0 - активное сопротивление 1 км изолированного провода, равное 0,326 Ом/км.
х0 - индуктивное сопротивление ВЛИ малое (0,1 Ом/км по сравнению с 0,35 Ом/км для неизолированных проводов);
LУЧ - длина участка, км.
5. Средне взвешенный cosц.
Линия 1
Линия 2
Линия 3
Линия 4
Потери напряжения на участках сети равно:
Линия 1.
Линия 2
Линия 3.
Линия 4.
15.Определяем суммарные потери напряжения в данной линии
Линия 1.
Линия 2.
Линия 3.
10,5+6,84+1,18=18,52 В
Линия 4.
В
Данные расчета заносим в таблицу 4 «Результаты расчетов проводов ВЛИ напряжением 0,38/0,22 кВ».
Таблица 4. Результаты расчета проводов линии ВЛИ напряжением 0,38/0,22 кВ.
16. Выбор мощности трансформатора
На основе типовых графиков (п1.3 Основные характеристики графиков электрических нагрузок) и других сведений, разработаны таблицы, существенно облегчающие выбор ТП.
Условием для выбора служит выражение:
где SЭ.Н и SЭ.В -соответственно нижняя и верхняя границы интервалов нагрузки для трансформаторов принятой номинальной мощности, кВА.
Согласно результата расчета проводов линии напряжением 0,38/0,22 кВ пояснительной записки курсового проекта. Выбираем по данной таблице мощность, приходящую па первый участок линий от ТП. Расчет проводим в зависимости от числа отходящих линий. Можно данной таблице пользоваться как активной, так и полной мощностью.
Формулы для расчета мощности ТП:
Надбавки по мощности выбираем по таблицам
ДS - методичка старое издание Каганова.
Пример:
Выбор мощности трансформатора производим в зависимости от числа отходящих линий. Для выбора будем пользоваться активной мощностью.
Записываем самые большие активные мощности на каждой линии:
Линия - 1 Ртп-1 = 107 кВт cosц=0,70
Линия - 2 Ртп-4 = 215,5 кВт cosц=0,75
Линия - 3 Ртп-7 = 148,7 кВт cosц=0,74
Линия - 4 Ртп-10 = 96,05 кВт cosц=0,73
Ртп max-4 = 215,5 кВт - это максимальная мощность отходящей линии.
Для мощностей линии выбираем надбавку по активной мощности:
Ртп-1 =107 кВт ДР-1 = 75 кВт;
Ртп-4 = 215,5 кВт ДР-2 = 163 кВт.
Ртп-7 = 148,7 кВт ДР-3 = 108 кВт.
Ртп-10 = 96,05 кВт ДР-4 = 67,6 кВт.
Рассчитываем расчётную полную мощность трансформатора:
(19)
Из таблицы экономических интервалов нагрузки трансформатора подстанций напряжением 6…10/0,4 кВ, выбираем стандартную мощность трансформатора по шифру наименования вида нагрузки 1.5, таблица 17
Производим окончательную проверку выбранной номинальной мощности трансформатора в нормальном режиме работы при равномерной нагрузке:
где Sp - расчетная нагрузка трансформатора, кВА;
Sн.т - номинальная мощность трансформатора, кВА;
KС.Т = 1,37 - коэффициент допустимой систематической перегрузки трансформаторов.
,
Рассчитываем коэффициент аварийности и перегрузки для одного трансформатора:
где Sоткл - нагрузка потребителей 2-ой и 3-ей категории надежности.
Р = 100кВ - ; Р = 3кВ - склад; Р = 0.75х2 кВ - склад
КАВ -коэффициент допустимой аварийной перегрузки.
В результате расчёта выбираем понижающий трансформатор напряжением 10/0,4 кВ. Параметры трансформатора занесены в таблицу 5.
17.Конструкция сети 0,38/0,22 кВ
Самонесущие изолированные провода линий электропередач.
Самонесущие изолированные провода (СИП) -- скрученные в жгут (вокруг голого или изолированного несущего нулевого провода) изолированные алюминиевые провода.
Существуют следующие виды СИП на напряжение 0,6(1) кВ:
-- СИП с изоляцией из светостабилизированного термопластичного полиэтилена с неизолированной нулевой несущей жилой (СИП 1);
-- СИП с изоляцией из светостабилизированного сшитого полиэтилена с нулевой несущей неизолированной жилой (СИП2);
-- СИП с изолированной нулевой несущей жилой (СИП 1А, СИП 2А);
-- СИП с изоляцией из светостабилизированного термопластичного полиэтилена без отдельной несущей жилы (СИП4, AsXs);
-- СИП с изоляцией из светостабилизированного сшитого полиэтилена без отдельной несущей жилы (СИП 5);
-- СИП с алюминиевыми токопроводящими жилами, упрочненными стальной проволокой, с изоляцией из светостабилизированного термопластичного полиэтилена, без отдельной несущей жилы (СИП-6);
-- СИП с алюминиевыми токопроводящими жилами, упрочненными стальной проволокой, с изоляцией из сшитого полиэтилена, без отдельной несущей жилы (СИП-7);
По назначению самонесущие изолированные провода разделяют на:
-- СИП для сооружения магистральных линий электропередач напряжением более 1 кВ (СИП1, СИП2, СИП3);
-- СИП для ответвительных линий электропередач напряжением до1 кВ (СИП2, СИП4, AsXs).
Рабочие жилы выполнены из уплотненных проволок алюминия со стабильными механическими свойствами по всей длине.
Изоляция жил обеспечивает высокую эксплуатационную надежность и повышенную стойкость к токам короткого замыкания. В проводах марок СИПн, СИПнг, AsXSn используется изоляция, не распространяющая горение.
Провод имеет следующую маркировку:
-- основные жилы имеют продольные выступы или цветные полосы на изоляции, позволяющие идентифицировать каждую жилу в проводе. Возможна их маркировка в виде цифр «1», «2», «3», которая наносится печатным способом или тиснением.
-- на нулевой несущей жиле распознавательные знаки не предусмотрены.
Срок службы проводов: не менее 40 лет.
Длительно допустимая температура проводов в процессе эксплуатации: до 80°С.
Температура эксплуатации: -50...+50°С.
Применяемые в воздушных линиях (ВЛ) электропередач СИП имеют следующие преимущества, по сравнению с используемыми неизолированными проводами:
-- меньшие монтажные и эксплуатационные затраты;
-- простота монтажных работ, возможность подключения новых абонентов под напряжением и без отключения остальных потребителей от энергоснабжения, что сокращает сроки ремонта и монтажа;
-- большая, по сравнению с применяемыми голыми проводами марок А и АС, надежность в обеспечении потребителей электрической энергией;
-- низкие потери мощности из-за уменьшения более чем в 3 раза реактивного сопротивления изолированных проводов по сравнению с неизолированными;
-- высокая электробезопасность, низкая вероятность коротких замыканий;
За рубежом и в России в последние годы находят применение воздушные линии с изолированными проводами (ВЛИ). В отличии от традиционных ВЛ здесь фазные провода не голые, а покрыты изоляцией. Толщина изоляции вполне обеспечивает необходимые изоляционные характеристики, позволяющие при напряжении 0,38 кВ представлять трехфазную систему в виде единого пучка
Рис. 6 - Самонесущий изолированный провод 0,38 кВ: 1 - фазный изолированный провод; 2 - изолированный провод уличного освещения; 3 - несущий нулевой неизолированный (изолированный) провод; 4 - светостойкое термостабилизированное полиэтиленовое покрытие.
Самонесущие изолированные провода на 0,38 кВ состоят из трех фазных изолированных проводов 1, изолированного провода уличного освещения 2, скрученных вокруг несущего нулевого неизолированного или изолированного провода 3. Проводники фазного и уличного освещения изготавливают из обжатых многопроволочных алюминиевых проводов, покрытых светостойким термостабилизированным полиэтиленом 4. В качестве несущего нулевого проводника используется изолированный таким же полимерным покрытием или неизолированный обжатый многопроволочный проводник из упрочненного алюминиевого сплава или сталеалюминевого провода. Несущий проводник закрепляется на опорах или фасадах зданий без изоляторов с помощью поддерживающих зажимов (рис.7а) на промежуточных опорах и посредством натяжных зажимов (рис. 7б) на концевых и угловых анкерных опорах. При устройстве ответвлений к вводам в здания применяются натяжные зажимы (рис.7 в) ответвления от магистрали токоведущих и нулевой жил выполняются плашечным зажимом.