Електричний розрахунок лінії 10 кВ.

Розрахунок лінії 10 кВ включає:

-

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Арк.

БАТІ – КР.000.АІФ. 005. ПЗ    

Розроб.

Борщ І.Б. М.

Перевір.

Бунько В.Я.

Реценз.

Н. Контр.

Карась В.І.

Затверд.

Електричний розрахунок лінії 10 кВ  

Літ.

Аркушів

БАТІ гр.Е-42 Б  

знаходження розрахункових навантажень існуючих трансформаторних підстанцій 10/0,4 кВ;

- підрахунок електричних навантажень на ділянках лінії 10 кВ;

- вибір перерізу проводів ліній 10 кВ.

Розрахункові навантаження Р_Р існуючих підстанцій 10/0,4кВ на розрахунковий рік знаходяться по формулі:

Р_Р = К_Н ·Р_М, кВт, ст. 18 [9]

де Р_М – максимальне існуюче навантаження ТП, кВт (згідно завдання);

К_Н – коефіцієнт зростання навантаження, змінюється залежно від виду споживачів (табл. 4.1).

Таблиця 4.1 Коефіцієнт зростання навантаження

Вид споживачів	Розрахунковий рік
Виробничі Змішані Комунально-побутові	1,3 1,3 1,2	1,4 1,4 1,3	2,1 2,0 1,8

Денні та вечірні навантаження існуючих ТП визначають множенням розрахункового навантаження на коефіцієнт участі його в денному К_Д та вечірньому К_В максимумах, які дорівнюють:

- для виробничих споживачів К_Д = 1,0; К_В = 0,6;

- для комунально-побутових – К_Д = 0,3...0,4; К_В = 1,0;

- для змішаних – К_Д = К_В = 1,0.

Р_Р=152·1,4=212,8 кВт; Р_Д=212,8·1=212,8 кВт;

Р_В=212,8·1=212,8 кВт.

Дані розрахунків записують у таблицю 4.2.

Таблиця 4.2 Розрахункові навантаження ТП-10/0,4 кВ

№	РМ, кВт	Вид навантаження	РР=КН ·РМ, кВт	РД=КД·РР, кВт	РВ=КВ·РР, кВт
1.	60	виробниче	84	84	50,4
2.	40	виробниче	56	56	33,6
3.	140	комунально-побутове	182	55,5	182
4.	42	комунально-побутове	54,5	16,35	54,5
5.	90	змішане	126	126	126
6.	152	змішане	212,8	212,8	212,8
7.	40	виробниче	56	56	33,6

Для точки приєднання заданого населеного пункту до лінії 10 кВ у таблицю 5 записують сумарні розрахункові навантаження (денне Р_Д та вечірнє Р_В населеного пункту) згідно з розрахунками (див. параграф 3).

Підрахунок електричних навантажень на ділянках лінії 10 кВ починають з кінця лінії, підсумовуючи навантаження ТП по денному і вечірньому максимумах (окремо по добавках) при допомозі таблиць (див. додаток. Д.6 ст. 31 [9]).

На кожній ділянці лінії знаходять виробниче навантаження Р_ВИР, яке включає в себе в денний час навантаження ТП з виробничим і змішаним видами споживачів, у вечірній час – тільки навантаження ТП з виробничим видом, та загальне навантаження Р_ЗАГ, яке включає навантаження всіх ТП.

Розрахунки навантажень лінії 10 кВ виконуємо таблицею (таблиця 4.3).

Переріз проводів лінії 10 кВ вибираємо по мінімуму приведених затрат (з використанням економічних інтервалів потужностей) залежно від еквівалентної потужності Sе на ділянці лінії. Границі економічних інтервалів для вибору перерізів проводів ліній 10 кВ наведено[1].

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Арк.

БАТІ – КР.000.АІФ. 005. ПЗ    

4 5

ШИНИ

10 кВ РТП

35/10 3

0 1 2 6 7

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Арк.

БАТІ – КР.000.АІФ. 005. ПЗ    

Рис.4.1. Схема розподільної мережі 10 кВ з навантаженнями.

Таблиця 4.3 Розрахунок навантажень лінії 10 кВ

Ділянка	Вид	Навантаження
Денне, кВт	Вечірнє, кВт
РДБ	РДМ	Р(РДМ)	РД	РВБ	РВМ	Р(РВМ)	РВ
6-7	РВИР	56	___	___	56	33,6	___	___	33,6
РЗАГ	56	___	___	56	33,6	___	___	33,6
2-6	РВИР	212,8	56	+40	252,8	212,8	33,6	+23	235,8
	РЗАГ	212,8	56	+40	252,8	212,8	33,6	+23	235,8
4-5	РВИР	126	___	___	126	126	___	___	126
	РЗАГ	126	___	___	126	126	___	___	126
3-4	РВИР	___	___	___	___	___	___	___	___
	РЗАГ	126	16,35	+10	136	126	54,5	+40	166
2-3	РВИР	___	___	___	___	___	___	___	___
	РЗАГ	136	55,5	+40,8	276,8	182	166	+125	210
1-2	РВИР	252,8	126/56	+93/+40	385,8	235,8	126/33,6	+95/+23	353
	РЗАГ	276,8	252,8/56	+195/+40	511,8	235	210/33,6	+160/+23	418
0-1	РВИР	385,8	84	+64	449,8	358	56,4	+40	398
	РЗАГ	511,8	84	+64	575,8	418	56,4	+40	458

Еквівалентна потужність ділянки лінії 10 кВ S_Е дорівнює:

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Арк.

БАТІ – КР.000.АІФ. 005. ПЗ    

S_Е = К_Д S_М, кВА; ст. 8 [9]

S_Е = 0,7·80=56, кВА;

де S_М – максимальна потужність ділянки лінії (найбільше з розрахункових навантажень денного S_Д або вечірнього S_В максимумів), кВА;

К_Д – коефіцієнт, який враховує динаміку навантаження (для сільських мереж рекомендується К_Д =0,7).

Розрахункове денне S_Д та вечірнє S_В навантаження знаходять, виходячи з загального денного Р_Д та вечірнього Р_В навантажень і коефіцієнта потужності (див. додаток, рис.3) користуючись формулою

S = Pзаг./ cos φ, кВА;ст. 8 [9]

S_6-7=56/0.7=80, кВА;

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Арк.

БАТІ – КР.000.АІФ. 005. ПЗ     БАТІ – КП.000. ЕСВ. 005. ПЗ  

Таблиця 4.4 Розрахунки по вибору проводів лінії 10 кВ.

№ ділянки	Денне навантаження	Вечірнє навантаження	SМ, кВА ΣΔUі	SЕ, кВА	Провід	Втрата напруги
РВИР РЗАГ	cos φ	SД, кВА	РВИР РЗАГ	cos φ	ΔU і	ΔU і	ΣΔUі
6-7	1	0,7	80	1	0,75	44,8	80	56	А-35	0,0638	1,0256
2-6	1	0,8	316	1	0,83	284	316	212,2	А-35	0,0879	0,9616
4-5	1	0,8	157,5	1	0,83	151,8	157,5	110,25	А-35	0,0445	1,0289
3-4	0	0,9	151	0	0,92	180,4	180,4	126	А-35	0,0517	0,9844
2-3	0	0,9	307	0	0,92	228,2	307	214,9	А-35	0,0587	0,9327
1-2	0,91	0,7	731,1	0,84	0,75	313,5	731,1	511,7	А-35	0,583	0,874
0-1	0,75	0,7	822,5	0,5	0,75	343,5	822,5	575,7	А-35	0,291	0,291

Перевірка проводів лінії 10 кВ на допустиму втрату напруги

Перетин проводів лінії 10 кВ, які вибрані за допомогою економічних інтервалах потужностей, потрібно перевірити на допустиму втрату напруги. При цьому фактична втрата напруги до найвіддаленішої точки у мережі не повинна перевищувати допустиму, тобто

ΣΔU_і < ΔU_ДОП. ст. 9 [9]

Фактична втрата напруги на і -й ділянці лінії (%):

ΔU _і = [(Р_і r_i /U_Н) + (Q_i x_i/U_Н)]1/10U_Н,% ст. 8 [9]

r_oi, x_oi – питомі активний та реактивний опори провода на ділянці лінії, Ом/км;

U_Н – номінальна напруга лінії, кВ;

L_i – довжина ділянки лінії, км;

ΔU _7-6= [(56·0,792 /10) + (57,13·0,342/10)]1/10·10=0,0638%;

ΔU _2-6= [(252,8·0,264 /10) + (189,6·0,114/10)]1/10·10=0,0879%;

ΔU _4-5= [(130,7·0,264 /10) + (88,2·0,114/10)]1/10·10=0,0445%;

ΔU _3-4= [(165,9·0,264 /10) + (70,86·0,114/10)]1/10·10=0,0517%;

ΔU _2-3= [(276,3·0,176 /10) + (133,8·0,076/10)]1/10·10=0,0587%;

ΔU _1-2= [(511,7·0,792 /10) + (522,1·0,342/10)]1/10·10=0,583%;

ΔU _0-1= [(575,75·0,352 /10) + (587,38·0,152/10)]1/10·10=0,291%.

де Р_і, Q_і – розрахункові активна та реактивна потужності ділянки лінії, кВт;

Визначаємо реактивну потужність Q на усіх ділянках:

;

Q_7-6 =57,13 кВт;

Q_6-2 =186,6 кВт;

Q_4-5 =88,2 кВт;

Q_3-4 =70,86 кВт;

Q_2-3 =133,8 кВт;

Q_1-2 =522,1 кВт;

Q_0-1 =587,38 кВт.

r_i, x_i – активний та реактивний опори ділянки лінії, Ом;

r_i = r_oi ·L_i; x_i = x_oi ·L_i;

r_6-7 =0,9·0,88=0,792 Ом/км;

r_2-6=0,3·0,88=0,264 Ом/км;

r_4-5=0,3·0,88=0,264 Ом/км;

r_3-4=0,3·0,88=0,264 Ом/км;

r_2-3=0,2·0,88=0,176 Ом/км;

r_1-2=0,9·0,88=0,792 Ом/км;

r_0-1=0,4·0,88=0,352 Ом/км;

х_6-7 =0,9·0,38=0,342 Ом/км;

х_2-6=0,3·0,38=0,114 Ом/км;

х_4-5=0,3·0,38=0,114 Ом/км;

х_3-4=0,3·0,38=0,114 Ом/км;

х_2-3=0,2·0,38=0,076 Ом/км;

х_1-2=0,9·0,38=0,342 Ом/км;

х_0-1=0,4·0,38=0,152 Ом/км.

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Арк.

БАТІ – КР.000.АІФ. 005. ПЗ    

Фактичну витрату напруги до будь-якого споживача визначають як, суму втрат напруги на окремих, послідовно з'єднаних ділянках лінії від джерела

живлення.

У загальному випадку фактичну втрату напруги потрібно знаходити по денному та вечірньому максимумах навантажень окремо. Але в деяких випадках шляхом інженерного аналізу можна оцінити, при якому навантаженні (денному чи вечірньому) буде мати місце більша втрата. Це також можна вирішити, підрахувавши суму моментів для денного та вечірнього часу. Далі розрахунок вести для випадку з більшою сумою моментів.

Для визначення допустимої втрати напруги в мережі складається таблиця відхилень напруги. У цій таблиці розглядають два режими: режим максимальних навантажень і режим мінімальних навантажень (100% і 25%). Відхилення напруги на шинах 10 кВ РТП у режимі максимальних навантажень становитими -3%, а мінімальне навантаження становитиме -2%.

При складанні таблиці розглядають дві споживчі ТП, ближня і віддалена. Ближня – це ТП приєднана в безпосередній близькості до шин РТП де втрата напруги дорівнює нулю.

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Арк.

БАТІ – КР.000.АІФ. 005. ПЗ    

Допустиме відхилення напруги для найвіддаленішого споживача у нормальному режимі становить 5%.

Таблиця 4.6 Розрахунок допустимої втрати напруги.

Елемент мережі	Позначення	Віддалена ТП
100%	25%
Шини 10 кВ РТП	U10	-2	-3
Лінія 10 кВ	∆ U10	-2,4	-0,6
ТП 10/0,4 кВ: постійна надбавка регульована надбавка втрати напруги	_	+5 -4	+5 -1
Uст
∆ UТ
Лінія 0,38 кВ	∆ U0,4	-1,6
Споживач	Uсп	-5	+0.4
Допустиме відхилення напруги у споживача		-5	+5

При складанні таблиці розглядаються дві споживчі ТП – ближня та віддалена. Ближня ТП – це ТП, приєднана в безпосередній близькості до шин 10 кВ РТП (наприклад, трансформатор власних потреб на РТП) і втрата напруги в лінії 10 кВ до цієї ТП рівна нулю. Віддалена – це ТП, до якої втрата напруги в лінії 10 кВ найбільша. Розглядаються також два режими навантаження – максимальних (100%) та мінімальних (25%) навантажень.

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Арк.

БАТІ – КР.000.АІФ. 005. ПЗ    

На кожній споживчій ТП (ближній та віддаленій) розглядають два споживача електроенергії – ближній, підключений безпосередньо до шин 0,4 кВ ТП (без лінії 0,38 кВ, втрата напруги дорівнює нулю), і віддалений, підключений через найдовшу лінію 0,38 кВ, де втрата напруги буде найбільша.

Якщо фактична втрата напруги в лініях 10 та 0,38 кВ для заданого населеного пункту перевищує допустиму, необхідно передбачити заходи по її зменшенню.

Це може бути - збільшення перетинів проводів ліній 10 та 0,38 кВ, зниження навантаження на лінії 0,38 кВ (збільшити кількість ліній).

;

;

;

;

.

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Арк.

БАТІ – КР.000.АІФ. 005. ПЗ  

Розроб.

Борщ І.Б. М.

Перевір.

Бунько В.Я.

Реценз.

Н. Контр.

Карась В.І.

Затверд.

Розрахунок струмів короткого замикання

Літ.

Аркушів

БАТІ гр.Е-42 Б  

5. Розрахунок струмів короткого замикання

Вихідною величиною для розрахунку струмів короткого замикання є потужність короткого замикання на шинах 10 кВ РТП-35/10 кВ.

Струм трифазного к. з. на шинах 10 кВ РТП обчислюють за формулою:

,кА; ст. 10 [9]

де S_КЗ – потужність к. з., МВА;

U_Б – базисна напруга, кВ (U_Б = 10,5 кВ).

I⁽³⁾кз=(60·10⁶)/(1,73·10,5·10³) =3303 А=3,303 кА

Ударний струм:

, кА; ст. 10 [9]

іу=1,5·1,41·3303=6985,8 А=6,9858 кА

Діюче значення ударного струму короткого замикання:

, кА; ст. 10 [9]

де К_У – ударний коефіцієнт (1 < К_У < 2).

Струм трифазного короткого замикання в інших точках мережі

, кА; ст. 10 [9]

I⁽³⁾кз =10500/(1,73·4,23)=1436,3 А=1,4363 кА

де Z_КЗ – опір кола короткого замикання до розрахункової точки, Ом.

, Ом; ст. 11 [9]

Опір системи:

,Ом; ст. 11 [9]

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Арк.

БАТІ – КР.000.АІФ. 005. ПЗ  

хс=10500²/60·10⁶=1,83 Ом

Повні активний та індуктивний опори лінії

; , Ом; ст. 11 [9]

де r_0i, x_0i – питомі активний та індуктивний опори 1 км проводу лінії, Ом/км (див. додаток Д.13,ст. 35 [9]);

L_і – довжина ділянки лінії 10 кВ, км.

Струм двофазного короткого замикання визначається:

, кА; ст. 11 [9]

І⁽²⁾кз=(1,73/2) ·1436,3=1242,4 А= 1,2422 кА.

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Арк.

БАТІ – КР.000.АІФ. 005. ПЗ    

Розроб.

Борщ І.Б. М.

Перевір.

Бунько В.Я.

Реценз.

Н. Контр.

Карась В.І.

Затверд.

Вибір електричної апаратури розподільчого пристрою 10 кВ районної ТП

Літ.

Аркушів

БАТІ гр.Е-42 Б  

6. Вибір електричної апаратури розподільного пристрою 10 кВ (комірки лінії 10 кВ) районної трансформаторної підстанції

Апаратуру вихідної комірки лінії електропередачі 10 кВ і заданої споживчої підстанції вибирають за номінальною напругою, струмом та конструктивним виконанням (зовнішнє, внутрішнє або інше), класом точності (для трансформаторів струму) і струмом вимикання (для вимикачів).

Таблиця 6.1. Умови вибору апаратів (вимикачів)

Параметри вимикача	Умови вибору	Катало жні дані	Розрахункові дані	Розрахунки	Найменування
Номінальна напруга Номінальний струм Допустимий струм вимикання Струм динамічної стійкості Струм термічної стійкості	UНВ > UН ІНВ > ІР.МАКС ІД.ВИМ > IР.ВИМ іМАКС > іУ IТ.С.≥ It	10 320 10 10 10/4	10 47,5 4,66 6,98 4	10≥10 320 ≥ 47,5 10 ≥ 4,66 10 ≥ 6,98 10/4≥4	ВММ-10-320-УЗ

; ст. 13 [9]

Де S_м(0-1) - максимальна потужність на першій ділянці лінії, кВА (табл. 4,4)

U_н – Номінальна напруга U_н =10 кВ

Розрахунковий струм вимикача

; ст. 13 [9]

- Струм трифазного к. з. на шинах 10 кВ РТП

Ударний струм:

,кА; ст. 13 [9]

де К_У – ударний коефіцієнт (1 < К_У < 2).

іу=1,5·1,41·3303=6985,8 А=6,9858 кА.

Струм термічної стійкості:

; ст. 13 [9]

Змн.

Арк.

№ докум.

Підпис

Дата

Арк.

БАТІ – КР.000.АІФ. 005. ПЗ    

t_ф=1,5с.

t=1c.

Вибрану апаратуру перевіряють на термічну та динамічну стійкість при дії струму к.з. При виборі апаратури рекомендується складати таблицю, порівнюючи розрахункові та паспортні дані апаратів. Для вимикачів і роз'єднувачів теж необхідно вибирати привод. Вибираємо вимикач типу

Дата добавления: 2015-12-01