Электроснабжение сельского населенного пункта
Text5.3. Электрический расчет ВЛ 10 кв и ВЛИ 0,38 кВ
При проектировании ВЛ 10 кВ трасса прокладывается так, чтобы по наикратчайшему расстоянию обеспечить электроэнергией населенные пункты. Намечают магистраль и отпайки от магистрали. По требованиям обеспечения надежности электроснабжения с.х. потребителей стараются при проектировании выбирать магистрали ВЛ 10 кВ протяженностью, не превышающие 16,7 км.
Общий порядок нумерации расчетных участков линий 10 и 0,38 кВ такой.
В сельской местности для обеспечения требований надежности электроснабжения потребителей в основном проектируют воздушные линии с изолированными проводами [2] (ПУЭ 7. глава 2) для ВЛИ 0,38 кВ и неизолированными проводами марки АС – для линий 10 кВ.
Каждой ВЛ присваивается свой номер. На каждой линии нумеруются участки ВЛ, начиная с шин ТП (расчетная точка – «0»). Затем нумеруется магистраль и затем отпайки.
Для ВЛ 0,38 кВ длины участков указывают в метрах, а на ВЛ 10 кВ и выше – в км.
Пример проектирования трасс ВЛИ 0,38 кВ представлен в приложении 9.
Количество линий, которые можно присоединить к ТП, зависит от мощности запроектированного трансформатора. При мощности 25–160 кВА количество равно трем, при мощности 250–630 кВА – четырем отходящим линиям.
Трассы прокладываются вдоль улиц.
5.4. Определение допустимых потерь напряжения в проектируемых сетях 10 и 0,38 кВ
Рис. 5.3. Расчетная схема для определения допустимых потерь напряжения
На рис. 5.3 представлена расчетная схема для определения допустимых потерь напряжения в проектируемых сетях 10 и 0,38 кВ.
Таблица отклонений и потерь напряжения в КП необходима для определения допустимой потери напряжения в линиях 0,38 кВ и выбора оптимальной надбавки напряжения на трансформаторе подстанции.
Рассмотрим порядок составления таблицы отклонений напряжения для подстанции расчетного населенного пункта при исходных данных отклонения напряжения на шинах 10 кВ РТП.
Рассмотрим это на примере. Рассмотрим ВЛ 10 кВ, к которой присоединены ТП 10/0,4 кВ.
На стадии проектирования рассматриваются две ТП 10/0,4 кВ – ближайшая и удаленная, которые могут оказаться в тяжелых условиях.
Вначале определим потери напряжения для удаленной ТП при условии её максимальной загрузки.
Порядок расчета таблицы для удаленной ТП при максимальной нагрузке следующий:
1.1. Жирным шрифтом в таблице отклонений и потерь напряжения выделены элементы отклонения напряжения и потери напряжения, которые известны.
1.2. Отклонение напряжения на шинах 10 кВ РТП (110/10 или 35/10 кВ) заданы в задании на КП. В нашем случае:
Vшины10кВ = + 5% при мах режиме нагрузки и
Vшины10кВ = 0% при минимальной нагрузке.
1.3. Проектируемый трансформатор 10/0,4 кВ. На момент проектирования принимают, что трансформатор нагружен на свою номинальную мощность. Это позволяет определить максимальную потерю напряжения в активном и индуктивном сопротивлении трансформатора (стр. 138, 139 [6]). Потеря напряжения в % к номинальному напряжению сети, в данном случае 0,38 кВ примерно для всех трансформаторов мощностью 25–630 кВА составляет 4%. Поэтому при составлении таблицы отклонений и потерь напряжения при максимальной нагрузке трансформатора (100%) принимаем потери ∑∆Uтр.макс = – 4%. При минимальной нагрузке трансформатора принимаем потери напряжения в трансформаторе 25% от потерь напряжения в трансформаторе при максимальной нагрузке. ∑∆Uтр.мин = –1%.
1.4. Надбавку напряжения на удалённом трансформаторе принимаем +5%. Эта надбавка принимается постоянной для максимального и минимального режимов.
1.5. Заносим выше перечисленные величины в таблицу 5.6.
Таблица 5.6
Таблица отклонений напряжений
1.6. Во внутренней проводке жилых помещений допустимая потеря напряжения при максимальной нагрузке потребителей принимает ∆Uвн.пров = – 2,5%.
При минимальном режиме нагрузки в сети рассматриваем самый ближайший потребитель электрической нагрузки. Поэтому потерями напряжения в ВЛ 0,38 кВ и потерями во внутренней проводке пренебрегаем. В расчетной таблице для удаленной сети потери в ВЛ 0,38 квВ и потери напряжения во внутренней проводке принимаем равными нулю.
Потери напряжения в трансформаторе и во внутренней проводке в таблицу заносим со знаком минус.
1.7. У удаленного потребителя э.э. («б») при максимальной нагрузке отклонение напряжения допускается Vпотр = – 5%.
1.8. Задаемся надбавкой напряжения на трансформаторе. В нашем примере набавка напряжения на обмотке трансформатора принята Vтрансф. = +5%.
1.9. Разность отклонения напряжения в двух точках сети можно приравнять к потере напряжения между этими точками. Определим потери напряжения в ВЛ 10 и 0,38 кВ при максимальной нагрузке у потребителей э.э.
Vшины10кВ–Vпотр = Vтр-ра–∆UВЛ10.-∆Uтр.–∆UВЛ0,4кВ–∆Uвн.пров.
+5- (-5)= =+5 –∆UВЛ10–4 -∆UВЛ0,4кВ–2,5
Суммарные потери напряжения в ВЛ10 кВ и ВЛИ 0,38 кВ равны:
10 = – ∆UВЛ10 +5 -4 -∆UВЛ10 -2,5; 10= – ∆UВЛ10 -∆UВЛ0,4кВ-1,5
Окончательно ∆UВЛ10 +∆UВЛ0,4кВ = – 8,5.
Так как это потери напряжения, то они получились со знакам минус, и в таблицу заносим значения со знаком минус. Суммарные потери напряжения в линиях 10 и 0,38 кВ делим на ∑∆Uл10кв =-4%, а ∑∆Uл0,38кв = – 4,5%.
1.10. Вывод. Для удаленной ТП допустимые потери напряжения в ВЛ 10 кВ равны 4%, а в проектируемой ВЛИ 0,38 кВ равны 4,5%. Если допустимые потери напряжения в проектируемых ВЛ и ВЛИ окажутся больше допустимых, то на удаленной ТП следует увеличить надбавку напряжения на трансформаторе и повторить расчет в таблице.
5.4.1 Расчет допустимых потерь напряжения в ВЛ 10 кВ и в ВЛИ 0,38 кВ для ближайшей к РТП.
Пункты «2.1, 2.2, 2.3, 2.5, 2.6» аналогичен пункту «1.1, 1.2, 1.3, 1.5, 1.6».
На ближайшей к РТП подстанции 10/0,4 кВ можно принять меньшую надбавку напряжения на шинах трансформатора. Принимаем Vтр-ра =+2,5%. Заносим это значение в таблицу.
Рассматриваем максимальный режим нагрузки. Определим допустимые потери напряжения в ВЛ 10 кВ и ВЛИ 0,38 кВ до удаленного потребителя «д». В этом режиме считаем, что ближайшая ТП 10/0,4 кВ находится так близко от РТП, что потерями напряжения в ВЛ 10 кВ можно пренебречь. В таблице указываем, что ∑∆Uл10кв = 0%.
Определяем допустимые потери напряжения в ВЛИ 0,3 кВ. По аналогии с п. 1.7.
Vшины10кВ – Vпотр = Vтр-ра – ∆UВЛ10 – ∆Uтр – ∆UВЛ0,4кВ – ∆Uвн.пров.
5- (-5) = = 2,5- 0 -4 -∆UВЛ0,4кВ -2,5; 10= -4 – ∆UВЛ0,4кВ
Допустимые потери напряжения в ВЛИ 0,38 кВ составили: – ∆UВЛ0,4кВ = –6%. Это значение заносим в таблицу5.6.
5.5. Электрический расчет воздушной линии напряжением 10 кВ
Классификация методов выбора сечений проводов в линиях напряжением 10 и 038 кВ приведена в таб. 7.1 [11], а также [11; 12].
ВЛ 10 кВ сельской местности – протяженные. К ним присоединяется большое количество ТП, питающих населенные пункты, индивидуальные фермерские хозяйства и большое количество производственных потребителей с.х. профиля. Поэтому к таким линиям предъявляются повышенные требования по обеспечению надежности таких ВЛ. С этой целью был предложен «Магистральный метод» таб. 7.5 [11], а также [11; 12]. Проведем расчет ВЛ 10 кВ этим методом.
До начала расчета рекомендуется на листе миллиметровой бумаги формата А3 (297 × 420 мм) начертить свой вариант схемы отходящей ВЛ 10 кВ (план местности с условным обозначением шести населенных пунктов и шин 10 кВ РТП 35/10 кВ), который принимается за основу всех дальнейших расчетов.
На плане рядом с условным обозначением и номером каждого населенного пункта необходимо указать исходные данные: расчетную активную мощность дневного и вечернего максимумов нагрузки всех потребителей населенного пункта; в скобках указывается расчетная активная мощность производственных потребителей, соответственно, для дневного и вечернего максимумов нагрузки.
Указанные исходные данные для расчетного населенного пункта, номер которого определяется шифром задания, необходимо определить по результатам ранее выполненных расчетов п.1; для остальных пяти населенных пунктов исходные данные берутся по заданному варианту схемы отходящей ВЛ 10 кВ.
После этого нумерацию следует поменять в соответствии с рекомендациями п. 5.3. (сначала магистраль, потом отпайки).
Расчет рекомендуется выполнять в следующей последовательности.
1.1. Составляется схема (конфигурация) ВЛ 10 кВ на плане местности. При этом населенные пункты на плане местности соединяют прямыми линиями, а один из них (находящийся в начале линии) соединяют прямой линией с шинами 10 кВ РТП 35/10 кВ. Производят перенумерацию в соответствии с п. 5.3.
1.2. На плане с учетом заданного масштаба определяются длины участков линии 10 кВ. Длина каждого участка ВЛ 10 кВ (в километрах) определяется с учетом заданного масштаба между центрами окружностей, обозначающих соединяемые населенные пункты, и указывается на плане местности.
1.3. Результаты дальнейших расчетов и необходимые данные для них оформляются в виде таблицы 5.7.
Таблица 5.7
Расчетные данные линии 10 кВ
Продолжение таблицы 5.7
Окончание таблицы 5.7
Таблица 5.7 заполняется в следующей последовательности:
В столбце 1 проставляются условные номера участков ВЛ 10 кВ, начиная с конечных и заканчивая головными участками. Каждый участок линии обозначается двумя цифрами по номерам населенных пунктов, которые он соединяет. Шинам 10 кВ РТП 35/10 кВ присваивается номер 0. Например, участок линии 2–5 находится между населенными пунктами 2 и 5.
В столбце 2 указывается длина (в км) каждого участка ВЛ 10 кВ, определенная по п. 3.2.
В столбцах 3, 4, 5 и 6 таблицы 3.1 проставляются расчетные активные нагрузки (дневного и вечернего максимума) всех потребителей (PД.О; PВ.О) и производственных потребителей (PД.П; PВ.П), которые на каждом из участков ВЛ 10 кВ определяются попарным суммированием с помощью формул (1.3); (1.4).
Коэффициенты одновременности для суммирования нагрузок в сетях 6…20 кВ приведены в таблице 5.8 или литературе табл. 4.2 [1]; 1.23 [12].
Добавки от меньшей из слагаемых нагрузок к большей нагрузке рекомендуется брать из приложения 8 или из литературы таб. 4.8 [1]; 3.10 [7]; 4.10 [10]; 1.24 [12].
Коэффициент максимума kд = kв = 1 – для смешанной нагрузки [12].
Таблица 5.8
Коэффициенты одновременности для суммирования электрических нагрузок в сетях напряжением 6…20 кВ
В столбцах 7 и 8 таблицы 5.7 проставляется отношение производственной нагрузки к общей нагрузке по каждому участку ВЛ 10 кВ.
В столбцы 9 и 10 вписываются значения коэффициента мощности, определенные по кривым рис. 5.1 (см. также: рис. 4.1 [1]; 3.7 [7]; 4.6 [10]; 1.5 [12]) в зависимости от доли производственной нагрузки на каждом из участков линии (из практики нагрузки на ТП 10 кВ в сельской местности смешанные cos φ = 0,9).
В столбцы 11 и 12 – соответствующие значения «tg φ».
Значение тангенса можно вычислить по таблицам перевода или тригонометрической формуле:
Расчетная реактивная и полная мощность нагрузки для дневного и вечернего максимума по каждому участку ВЛ 10 кВ определяются по формулам:
Q = Po∙tan φ (5.15).
где:
P0 – расчетная активная общая нагрузка, указанная в столбцах 3 и 5 табл. 5.7;
cos φ; tan φ – коэффициент мощности столбцы 9…12 табл. 5.7.
В столбцы 17, 18 таблицы вписывается рабочий ток на участках линии, который определяется по формуле:
где Uном – номинальное напряжение линии (10 кВ).
В столбец 19 таблицы 5.7 записывается выбранная марка и сечение проводов на каждом участке ВЛ 10 кВ. Данные по токовым нагрузкам голых или изолированных проводов можно взять в любом электротехническом справочнике или приложение 10; 11.
Для выбора проводов на магистрали определяем эквивалентную полную мощность и эквивалентный ток магистрали. Для определения сечения проводов находим эквивалентную мощность по формуле:
где:
n – число участков ВЛ;
Ii – длина участка, м;
Si расчетная мощность на соответствующем участке.
где:
Sэкв – эквивалентная полная мощность;
U – номинальное напряжение.
Экономическая плотность тока в сельских сетях рекомендуется принимать не более 0,4–0,7 А/мм2. В соответствии с рекомендациями стр. 160 [11] для ВЛ 10 кВ с малой плотностью нагрузки рекомендуется принимать (jэк=0,54 А/мм2). Тогда экономическое сечение провода:
На магистрали выбираем сталеалюминевый провод марки АС с сечением провода не менее АС70. Вся магистраль выполняется одним проводом. На отпайках – не менее АС 35. В связи с тенденцией перехода низковольтных сетей на изолированные провода Возможно применение СИП3 с теми же условиями [5] (уточнить норматив на момент написания КП).