Разработка вопросов энергосбережения за счет использования ветроэнергетической установки (стр. 5 из 16)
где кс – коэффициент допустимой систематической нагрузки трансформатора для значений среднесуточных температур расчетного сезона υвт .
Если значения среднесуточной температуры воздуха расчетного сезона отличен от υвт [4], то коэффициенты допустимых систематических нагрузок трансформаторов рассчитываются по формуле:
кс= кст - ( υв - υвт), (5.3.)
где - расчетный температурный градиент, 1/0С;
кст – табличное значение коэффициента допустимой систематической нагрузки, соответствующее среднесуточной температуре расчетного сезона. При среднесуточной температуре зимнего сезона меньше –150С кст определяется для υв=-150С.
Данные по выбору трансформаторных подстанций сведем в таблицу 5.1.
Рекомендуемые конденсаторные позволяют снизить расчетную нагрузку на шинах ТП. В результате проведенных мероприятий удалось снизить потребную мощность ТП.
После компенсации реактивной мощности требуется замена всего шести трансформаторов вместо восьми. При этом мощность заменяемых трансформаторов на ступень меньше, чем до компенсации.
Таблица 5.1–Технические данные трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ
| № ТП | Sрасч, кВА | Тип | Sт ном, кВА | Uвн ном, кВ | Uнн ном, кВ | Рх, кВт | Рк, кВт | Uк,% | ПБВ,% |
| 2719 | 803 | ТМ | 630 | 10 | 0,4 | 1,56 | 7,6 | 4,5 | ±2х2,5 |
| 219 | 265 | ТМ | 250 | 10 | 0,4 | 0,82 | 4,2 | 4,5 | ±2х2,5 |
| 2570 | 340 | ТМ | 250 | 10 | 0,4 | 0,82 | 4,2 | 4,5 | ±2х2,5 |
| 2854 | 209 | ТМ | 160 | 10 | 0,4 | 0,565 | 2,65 | 4,5 | ±2х2,5 |
| 2520 | 114 | ТМ | 100 | 10 | 0,4 | 0,365 | 2,27 | 4,5 | ±2х2,5 |
| 210 | 168 | ТМ | 160 | 10 | 0,4 | 0,565 | 2,65 | 4,5 | ±2х2,5 |
| 2519 | 171 | ТМ | 160 | 10 | 0,4 | 0,565 | 2,65 | 4,5 | ±2х2,5 |
| 211 | 437 | ТМ | 400 | 10 | 0,4 | 1,05 | 5,5 | 4,5 | ±2х2,5 |
| 209 | 49,8 | ТМ | 40 | 10 | 0,4 | 0,19 | 1,00 | 4,5 | ±2х2,5 |
| 2603 | 229 | ТМ | 160 | 10 | 0,4 | 0,565 | 2,65 | 4,5 | ±2х2,5 |
| 2765 | 366 | ТМ | 250 | 10 | 0,4 | 0,82 | 4,2 | 4,5 | ±2х2,5 |
| 2764 | 250 | ТМ | 160 | 10 | 0,4 | 0,565 | 2,65 | 4,5 | ±2х2,5 |
| 2637 | 206 | ТМ | 160 | 10 | 0,4 | 0,565 | 2,65 | 4,5 | ±2х2,5 |
| 2638 | 260 | ТМ | 160 | 10 | 0,4 | 0,565 | 2,65 | 4,5 | ±2х2,5 |
| 494 | 92 | ТМ | 63 | 10 | 0,4 | 0,265 | 1,47 | 4,5 | ±2х2,5 |
| 496 | 164 | ТМ | 160 | 10 | 0,4 | 0,565 | 2,65 | 4,5 | ±2х2,5 |
6. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ВЛ-10 кВ
Электрический расчет воздушных линий ВЛ производится с целью выбора марки и сечения проводов и определения потерь напряжения и энергии. Для существующих ВЛ 10 кВ производится проверка сечения проводов по нагреву, потере напряжения при ожидаемом росте нагрузок. Производится расчет ожидаемой потери электроэнергии. Рекомендуется следующий порядок расчета.
Записываются в таблицу 6.1 номера и длины участков линии. Подсчитываются суммы активных и реактивных мощностей потребительских ТП, находящихся за расчетным участком. По количеству трансформаторов за участком выбирается коэффициент одновременности [1] и определяется расчетная нагрузка на участках ВЛ 10 кВ. По расчетной мощности определяются токи на участках сети 10 кВ.
Таблица 6.1–Электрический расчет ВЛ 10 кВ
| Участ | Длинкм | ∑PдкВт | ∑PвкВт | ∑QдкВАр | ∑QвкВАр | n | Ko | PдкВт | PвкВт | QдкВАр | QвкВАр | SдкВА | SвкВА | Iд,А | Iв, А |
| 19-2017-1917-1816-1713-1613-1414-159-139-1010-1111-128-97-86-75-64-51-41-22-30-1 | 0.81.20.50.40.61.50.91.11.30.90.80.60.90.70.82.01.81.61.15.0 | 114168165333454506160959390205491349146115697672336253210152123837 | 164255260515720611250133144721849177819462061371243126409242613828 | 17207275063411353306165183185752602746250370 | 142693545679112433061551711734621922015344455 | 1213421632191011213142117 | 1.000.901.000.850.820.901.000.790.850.901.000.760.750.700.900.700.700.901.000.70 | 11415116528337445516075833218549102610961098690163517739142122686 | 164229260438594550250105238019749135214601442333170218488322612679 | 1718723415648945276125137129671821925650259 | 14249303761988372761181281214115315413844318 | 11615216528437745916076333418750103311041106694164517839152182698 | 164231260439595553250105538219850135714651447336170918558432652698 | 6,688,789,5416,3921,7426,489,2344,0619,3110,792,8759,6563,7763,8540,0494,99102,9452,8512,56145,78 | 9,4913,3115,0225,3234,3731,9414,4260,9322,0511,452,8778,3384,5983,5719,4098,64107,0848,6815,30145,78 |
Проверка существующей сети
Проверка по нагреву осуществляется по условию
Iдоп>Iраб (6.1)
Потери напряжения на участках сети определяются :
(6.2)где r0 и х0–удельные активное и реактивное сопротивление провода, ом/км;
Р и Q – активная и реактивная мощности на участке линии 10 кВ.
l–длина участка, км.
Потери напряжения на участках сети определяем как потери напряжения от начала линии до конца рассматриваемого участка.
Потери электрической энергии на участке
(6.3)Результаты расчета сведены в таблицу 6.2.
Сравнительный анализ данных показывает, что существующие сечения проводов проходят по нагреву, максимальные потери напряжения от ГПП до конца участка 20-21 составляют 16,17%.
Согласно норм технологического проектирования в сетях 10 кВ допускается потери напряжения до 10%. Поэтому необходимо выбирать сечение проводов, обеспечивающее нормативные показатели.
Существующие сечения проводов допускают потери электрической энергии 233789кВт.ч.
Таблица 6.2–Проверка существующих сетей 10 кВ с учетом перспективы роста нагрузок
| Участок | Существующий провод | Допустимый ток | Потери напряжения на участке, % | Потери напряжения от ГПП до конца участка, % | Потери энергии, кВт.ч/год | ||
| 19-2017-1917-1816-1713-1613-1414-159-139-1010-1111-128-97-86-75-64-51-41-22-30-1 | АС35АС35АС35АС35АС35АС35А-50АС35АС35ПС-25А-50А-50А-50А-50А-50А-50А-50А-35А-35А-50 | 170170170170170170215170170150215215215215215215215170170215 | 0.080.150.070.090.180.560.110.530.360.140.050.390.630.490.352.072.020.510.208.44 | 0.110.220.100.140.280.670.180.720.400.150.050.510.820.630.172.132.070.490.248.54 | 15,0714,9914,9114,8414,7515,1315,2414,5714,414,5414,5914,0413,6513,0212,8812,5310,469,759,958,44 | 16,1716,0615,9415,8415,716,0916,2715,4215,115,2515,314,714,1913,3712,9112,7410,619,810,048,54 | 334986549127935347630868159563107548251438425165191005012360404063699761253 47407 |
| ВСЕГО | 233789 | ||||||
Выбор сечения проводов ВЛ 10 кВ
Сечение проводов выбирается по экономическим интервалам нагрузки с учетом надежности [5]. По Fрасч принимается ближайшее стандартное сечение провода.
В целях удобства монтажа в линии обычно монтируются не более трех марок проводов. Минимально допустимые сечения сталеалюминевых проводов ВЛ 10 кВ по условиям механической прочности должны быть в районах с нормативной толщиной стенки гололеда до 10 мм-35мм2, 15-20 мм-50 мм2 и более 20-70 мм2. Сечение сталеалюминевых проводов на магистрали ВЛ 10 кВ должно быть не менее 70 мм2 [5].
Выбранное сечение проводов проверяется по допустимому нагреву [2].
Iдоп ≥Iр max (6.4)
Для выбранных проводов выписываются сопротивления 1 км: активное г0 и индуктивное х0; для определения х0 необходимо принять среднее геометрическое расстояние между проводами (для ВЛ 10 кВ чаще всего принимают Дср≈1500 мм). Данные по проводам сводятся в табл. 6.3.
Таблица 6.3–Выбор сечения проводов, потерь напряжения и энергии в ВЛ10 кВ с учетом роста нагрузок
| Участок | Потери напря жения ΔU, % | Потери напряжения от ГПП до конца участка, % | Провод | ПотериэнергииΔWлкВт*ч | ||
| ΔUд | ΔUв | днем | вечером | |||
| 19-2017-1917-1816-1713-1613-1414-159-139-1010-1111-128-97-86-75-64-51-41-22-30-1 | 0.080.150.070.070.100.320.110.290.200.140.030.180.290.220.250.930.910.210.203.77 | 0.110.220.100.110.160.380.180.390.220.150.030.220.360.280.120.950.920.210.243.86 | 6,996,916,836,766,696,917,026,596,56,646,676,36,125,835,865,614,684,314,513,77 | 7,587,477,357,257,147,367,546,986,816,966,996,596,376,015,855,734,784,414,653,86 | АС35АС35АС35А 70А 70А 70АС35А 70А 70АС35А 35А 120А 120А 120А 70А 120А 120А 70А 35А 120 | 3349865499791920414686875421688548178120843685233556901295623936125317369 |
| Всего | 89344 | |||||
По выбранному сечению провода рассчитываются потери напряжения на участках от ГПП до конца расчетного участка, потери электроэнергии на участке и всего по линии 10 кВ.
Потери напряжения на участке 0-1:
Потери электроэнергии на участке 0-1:
кВт.ч/год.Результаты для остальных участков приведены в таблице 6.3.
Проведенные расчеты ВЛ 10 кВ требуют реконструкции линии. При этом необходимо заменить сечение проводов практически на всех участках сети. Данная реконструкция позволяет обеспечить надежность сети по механической прочности, по нагреву. При этом максимальные потери напряжения составляют 7,86%, что меньше допустимых 10%. Также ожидается снижение потери электрической энергии до 89344 квт.ч, что составляет 38% от существующих.
7. РАЗРАБОТКА РАЦИОНАЛЬНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ 0.38 Кв
Рисунок 1.2 РАЗРАБОТКА РАЦИОНАЛЬНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ 0.38 Кв
Таблица 7.1 – Определение нагрузок линий 0,38 кВ и ТП 2854
| Потpебитель | Кол-во | Ко | Активная нагp.,кВт | Реактивная нагp.,кВАp | |||||||
| на вводе | pасчетная | на вводе | pасчетная | ||||||||
| Л1 | 1.ФЕРМА | 2211 | 0.850.851.001.00 | Рдi | Pвi | Рд | Рв | Qдi | Qвi | Qд | Qв | |
| Л2 | 2.ПРИЕМНЫЙ НАВОЗ.. | 60 | 8012 | 1250 04 4 | 10220504 | 1362004 | 358302 | 40802 | 6014302 | 681402 | |||
| Л3 | 3.КОРМОПРИГОТОВИТЕЛЬНАЯ.4.ВЕТПОМЕЩЕНИЕ .. | ||||||||||
| НАГРУЗКА ТП | 151 | 151 | 88 | 77 | |||||||
| Наружное освещениеНАГРУЗКА ТП | 151 | 10161 | 88.0 | 77.5 | |||||||
7.1 Определение допустимой потери напряжения