Электроснабжение сельского населенного пункта

Пример.

Конфигурация ВЛ 10 кВ представлена на рис. 5.4. Длины участков ВЛ 10 кВ указаны в км. Расчетные активные нагрузки указаны для дневного и вечернего режима ТП в кВт.

Рис. 5.4. Расчетная схема сети 10 кВ

Для выбора сечения проводов необходимо определить Р_расч на участках ВЛ, складывая нагрузки отдельных ТП с помощью таблицы суммирования нагрузок [1, с. 41]. Данные сведем в таблицу 5.9.

Таблица 5.9

Расчетные данные сети 10 кВ

Эквивалентный ток:

Экономическую 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 (j_эк=0,Ю54 А/мм²). Тогда экономическое сечение провода:

Принимаем на сечение проводов ближайшее к стандартному, а именно АС 70.

Проверим, какое сечение провода следует выбрать на отпайках ВЛ 10 кВ.

Определяем сечение провода на наиболее нагруженной отпайке (таблица 5.9, участок 2–ТП 2).

При выборе сечения провода по экономической плотности тока принимаем сечение, ближайшее к стандартному – АС 70.

Выбор по методу экономической плотности тока (j_эк = 0,54 – для ВЛ 10 кВ) и (j_эк = 0,6 – для ВЛИ 0,38 кВ). В соответствии с табл. 7.1 [11] определяем сечение на наиболее нагруженной отпайке (участок 2–№ 2).

В данном случае I_раб = I_экв. = 18,5 А.

При выборе сечения провода по экономической плотности тока принимаем сечение, ближайшее к стандартному – АС 35. На других отпайках нагрузки меньше, поэтому и эквивалентное сечение может бить меньше. Но по условию обеспечения надежности электроснабжения сечение на отпайках рекомендуется принимать не менее чем АС 35.

Окончательно принимаем: на магистрали АС 70, а на отпайках АС 35.

Параметры выбранных проводов необходимо свести в таблицу 5.10.

Таблица 5.10

Параметры выбранных проводов

Значения «r₀,» для выбранных марок проводов рекомендуется принимать по приложению 12 или литературе (приложение 1) [7]; 1 [10]; а «x₀» (по приложению 14, 15) [7]; [10] с учетом среднего геометрического расстояния между проводами, которое для ВЛ 10 кВ можно принять D_ср = 1500–2000 мм. В столбце 5 на самом нагруженном участке (участк 0–1) магистрали и на самом нагруженном участке отпайки 10 к (участке 2–№ 2) определяем значение рабочих токов и сравниваем его со значением максимального допустимого тока для выбранного сечения провода по условию допустимого нагрева. Его значение рекомендуется брать по приложению 10; 11 данных методических указаний. Выбранное сечение проводов должно удовлетворять условию допустимого нагрева:

I_доп ≥ I_раб.max (5.21).

Заносим значение I_доп в таблицу 5.10 в колонку «6».

Проводим проверку выбранного провода по допустимой потере напряжения.

На каждом из участков линии необходимо определить потерю напряжения по графику приложение 16, или воспользоваться расчетной формулой:

где:

l – длина участка, км;

P; Q – активная и реактивная мощности, передаваемые по участку, берется из табл. 5.7;

r₀; x₀ – активное и индуктивное сопротивление линии берется из табл. 5.10. для соответствующего участка.

Полученную потерю напряжения в вольтах необходимо перевести в киловольты и представить в процентах:

Затем записываем эти значения в таблицу 5.7.

Для ускорения расчетов можно воспользоваться расчетной номограммой по определению допустимой потери напряжения в ВЛ 10 кВ (приложение 16).

Примечание. Такие же номограммы имеются в справочной литературе для проводов СИП.

Пример работы с номограммой по определению потерь напряжения:

1. Определяем потерю напряжения в ВЛ на 1 км выбранного сечения провода при заданной нагрузке.

2. Значения заносим в колонку «6» таблицы № 5.9.

3. Умножая значения колонки «4» на значения колонки «6» и в колонку «7» заносим результат.

4. Потери напряжения от шин 10 кВ до каждой из расчетных точек ВЛ определяются путем суммирования потерь напряжения тех участков, по которым передается нагрузка рассматриваемого участка ВЛ 10 кВ. (Пример: ∆U03 = ∆U01 + ∆U12 + ∆U23).

Полученные результаты вписываются в столбце 8 таблицы 5.7. Аналогичные расчеты проводят для участков 0–№ 1, 0–№ 2, 0–№ 3; 0–№ 4. Наибольшее из этих значений принимается за максимальное расчетное значение потери напряжения в ВЛ 10 кВ.

5. Проведем выбор сечений проводов и проверку выбранного сечения на допустимую потерю напряжения ∆U_доп.

Рассмотрим расчет наибольших фактических потерь напряжения с использованием расчетной диаграммы. В приложении 16 представлена расчетная диаграмма при значении соs φ.

В начале по диаграмме определяем потери напряжения на 1 км линии в % к номинальному напряжению данной линии. Заносим эти значения в таблицу. Потом определяем потери напряжения на каждом участке сети, умножив длину ВЛ на удельные потери напряжения на 1 км.

Результаты заносим в таблицу. Максимальные потери напряжения в любой ВЛ определяются как суммарные потери от шин РТП до каждой из ПС.

∆U_ВЛо№4. = ∆U_ВЛо1. + ∆U_ВЛ12 + ∆U_ВЛ23. + ∆U_{ВЛ3Тп№4.}

∆U_ВЛо№4. = 1,0+0,75+0,58+0.55= 2,88%

∆U_ВЛо№4. меньше допустимой потери напряжения.

∆U_ВЛдоп. = 4%

Вывод: Выбранное сечение провода проходит по допустимой потере напряжения.

В столбце 24 таблицы указываются потери электрической энергии на участках линии, которые рассчитываются по формуле:

W = 3∙I²∙r₀∙l∙τ (5.24),

где τ – время максимальных потерь.

Годовое время максимальных потерь допускается ориентировочно определять по такому эмпирическому выражению:

Число часов использования максимума нагрузки в год принимаем по таблице 3.4 или литература табл. 4.6 [1].

Таблица 5.11

Зависимость годового числа часов использования максимума от расчетной нагрузки

Также время максимальных потерь (час) может быть принято по таблице 3.8 или из литературы табл. 14.3 [7].

Таблица 5.12

Среднее значение показателей режима потерь электроэнергии

5.6. Электрический расчет линии напряжением 0,38 кВ

Воздушные линии напряжением 0,38 кВ, особенно в сельской местности следует выполнять самонесущими изолированными проводами [5] типа СИП-1, СИП-2.

Технические характеристики проводов Сип представлены в приложениях 11, 12.1 и 12.2. и в каталоге на провода СИП.

Для воздушных линий 0,38 кВ (согласно [5; 11]) в настоящее время рекомендуется при проектировании таких линий использовать метод расчета «По экономической плотности тока и эквивалентному току». Для обеспечения надежности электроснабжения с.х. потребителей линии проектируют по магистральному принципу. Поэтому аналогично расчета ВЛ 10кВ определяем эквивалентный ток на магистрали ВЛИ 0,38кВ.

Минимально допустимое сечение на магистрали следует принимать [5] не менее А50, а на отпайках не менее А25.

Порядок расчета ВЛИ 0,38 кВ

1. На плане населенного пункта наносим конфигурацию линий 0,38 кВ.

2. Нумеруем каждую линию отдельно – Л1,Л2 и т.д.

3. Наметим магистраль и отпайки для каждой ВЛИ отдельно.

4. Нумеруем участки, начиная с шин 0,4кВ ТП 10/0,4кВ.

5. Вначале нумеруем магистраль ВЛ, а затем отпайки.

6. На магистрали выбираем провод СИП-1 3х А50+ 50+ 1х А 70. Вся магистраль выполняется одним проводом. На отпайках – не менее СИП-13 Ах25+ 1 хАх35.

7. Проводим расчет электрических нагрузок на участках ВЛИ методом надбавок. За расчетные величины на участках ВЛИ 0,38 кВ принимаются максимальные нагрузки.

8. Проверяем провода, выбранные по «магистральному методу» соответствию выбора по экономической плотности тока. В сетях напряжением 0,38 кВ, выполненных как ВЛИ, экономическая плотность тока рекомендуется принимать равным – j_эк=0.6А/мм².

9. Результаты расчетов сводим в расчетные таблицы и проводим расчеты, аналогичные расчета ВЛ 10 кВ.

10. Особенность определения расчетных потерь в ВЛИ 0,38 кВ состоит в том, что:

Длину участков в расчетные формулы и соответствующие таблицы следует подставлять в «км».

Индуктивным сопротивлением при определении потерь напряжения можно пренебречь.

Таблица 5.11

Расчетная нагрузка на участках линии напряжением 380/220 В

Таблица 5.12

Параметры выбранных проводов

5.7. Расчет токов короткого замыкания

При расчете токов короткого замыкания в сельских сетях 380/220 В необходимо определить трехфазный, двухфазный и однофазный ток короткого замыкания. При расчете токов короткого замыкания делается следующее допущение: токи трехфазного и двухфазного к.з. проходит через понижающие трансформаторы, при условии, что на шинах высшего напряжения понижающего трансформатора напряжение неизменно и равно его номинальному значению. Таким образом, при определении результирующего сопротивления z_∑ до точки короткого замыкания можно учитывать активные и индуктивные сопротивления лишь трансформатора и проводов линии 0,38 кВ

Расчеты сводятся, как правило, к определению трехфазного и двухфазного короткого тока замыкания на шинах 0,4 кВ силового трансформатора и тока однофазного короткого замыкания в наиболее электрически удаленной точке каждой линии. Однофазные (минимальные) токи к.з. определяются в сетях напряжением 0,38кВ, так как эти линии выполняются как линии с глухо заземленной нейтралью.

По согласованию с преподавателем, расчет тока однофазного короткого замыкания производится для одной, наиболее протяженной ВЛИ 0,38кВ.

Значение тока трехфазного короткого замыкания необходимо для проверки устойчивости аппаратуры и согласования действия защит трансформатора и линий 0,38 кВ, а по току однофазного короткого замыкания проверяют чувствительность срабатывания защитных аппаратов. В нашем случае – автоматических выключателей.