Определение потерь напряжения в линиях и трансформаторах сети.

С требованиями ПУЭ.

2.1 Выбор сечения ВЛЭП Л1:

Проверка ВЛЭП по условию короны:

Минимальное сечение ВЛЭП 110 кВ по условию короны (табл.2.5.6 ПУЭ) составляет 70 мм²,

поэтому выбираем сечение для ВЛЭП провод АС-70 мм².

Находим максимальную мощность трансформаторной подстанции ТП1:

Находим расчетный ток в при нормальном режиме работы линии Л1:

=37,49 А

Находим ток при аварийном режиме работы:

Находим допустимый длительный ток по ПУЭ (табл.1.3.29):

Находим предельно допустимый по условиям нагрева ток:

, где Kt=1,04 по ПУЭ (табл.1.3.3)

Находим ток при послеаварийном режиме:

, где kа- допустимая на период ликвидации послеаварийного режима перегрузка.

ВЛЭП на послеаварийный режим не рассчитывается при U=110 кВ.

Проверка выбранных сечений по аварийному и послеаварийному режиму работы:

Так как (275,6 [А]>74,98[А]), то можно сделать вывод о том, что провод АС-70 удовлетворяет вышеперечисленным режимам работы.

Климатический район расположения линии: г.Ашхабад- определяем район по гололеду – III, нормативная толщина стенки гололеда – 20мм², минимально допустимое сечение сталеалюминевого провода для данного района составляет – 50 мм² (Л.1 таблица 2.5.5). Так как опора ПБ110-1, то минимально допустимое сечение сталеалюминевого провода составляет – 70 мм² (Л.1 таблица 2.5.4). Следовательно, минимально допустимое сечение по условиям механической прочности составляет 70 мм².

Расчет остальных ВЛЭП представлен в таблице №2

2.2 Расчет сечения КЛЭП Л11:

Рассчитаем активные и реактивные мощности трансформаторов ТП5, ТП6 и ТП7:

Pм5= =428,55 [A]

Pм6= =198,88 [A]

Pм7= =1014,3 [A]

Qм5= =377,94 [A]

Qм6= =112,7 [A]

Qм7= =1006,03 [A]

Находим суммарную мощность трансформаторных подстанции, находящихся на линии Л11 при нормальном режиме работы:

Находим расчетный ток в линии Л11:

=64,13 А

Находим ток при аварийном режиме работы:

На КЛ Л11 используется проводник с медными жилами, поэтому принимаем на этой КЛ марку кабеля АСБ

Находим экономическую плотность тока при времени использования максимальной нагрузки часов в год равной 6477(по ТП5 как наибольшей): (ПУЭ, табл. 1.3.36):

Находим сечение кабеля АСБ:

По ПУЭ (табл.1.3.13) определяем стандартное сечение проводника:

После этого определим длительно допустимый ток для стандартного сечения:

,из этого следует, что Iд.доп.>Iм(а),поэтому данное сечение удовлетворяет аварийному режиму работы.

Проверим КЛЭП по условию нагрева:

Находим предельно допустимый по условиям нагрева ток:

, где

k_t=1,35 – температурный поправочный коэффициент (ПУЭ табл. 1.3.3),при условной температуре земли +3⁰С и при нормированной температуре жил проводника равной 60⁰С.

k_n =0,93– поправочный коэффициент на число рядом лежащих кабелей (ПУЭ табл. 1.3.26)

210×1,35×0,93=221,665 А

Из этого следует, что : 221,665 А > 128,26 А,поэтому данное сечение удовлетворяет аварийному режиму работы.

 

 

Находим ток при послеаварийном режиме:

,ULT kа- допустимая на период ликвидации послеаварийного режима перегрузка кабельных линий до 10 кВ.

т.е. , то выбранное сечение удовлетворяет условию по длительно допустимому току при 2 часовом послеаварийном режиме работы.

Для проводов с алюминиевыми жилами выбираем кабель АСБ, а с медными СБ.

Расчет остальных КЛЭП представлен в таблице №2

 

 

Таблица №2:

 

					т.1.3.36					т.1.3.13-29
Обозначение		Sлин,кВА	Uн,кВ	Iм,А	Jэк,А/мм	F,мм^2	Tм,ч	Fст,мм^2	S/2,кВА	Iд.доп,А
Л-1	АС	14285,7		37,49	-	70,00			7142,9
Л-2	АС	228,60		1,89	-	70,00			114,3
Л-3	А	1992,49		57,52	1,4	41,08			996,25
Л-4	М	1428,57		41,24		20,62			714,29
Л-5.1	А	1110,77		64,13	1,2	53,44			1110,77
Л-5.2	М	1110,77		64,13		32,07			1110,8
Л-6.1	М	825,11		47,64		23,82			825,11
Л-6.2	М	285,71		16,50		8,25			285,71
Л-7.1	А	714,29		41,24	1,2	34,37			714,29
Л-7.2	А	398,25		22,99	1,2	19,16			398,25
Л-11	А	2221,54		64,13	1,4	45,81			1110,77
Л-12	А		0,4	505,18	-	-		150×5	350,00
Л-13	М	830,00		23,96	2,5	9,58			415,00
Л-14	А	79,86	0,4	57,63	-	-			39,93
Л-15	М	31,89	0,4	23,02	-	-			15,95

 

т.1.3.3	т.1.3.26			т.1.3.2
Kt	Kn	IД,А	IАВ,А	KАВ	I2ч,А	марка кабеля	Fст,мм^2
0,88		233,20	74,98	1,3	97,47	АС-70
0,88		233,20	3,77	1,3	4,90	АС-70
1,13	0,93	147,13	115,04	1,42	163,35	АСБ-3×50
1,13	0,93	126,11	82,48	1,42	117,12	СБ-3×25
1,13	1,00	186,45	128,26	1,42	182,13	АСБ-3×70
1,13	1,00	169,50	128,26	1,42	182,13	СБ-3×35
1,13	1,00	135,60	95,28	1,42	135,29	СБ-3×25
1,13	1,00	67,80	32,99	1,42	46,85	СБ-3×10
1,13	1,00	129,95	82,48	1,42	117,12	АСБ-3×35
1,13	1,00	101,70	45,99	1,42	65,30	АСБ-3×25
1,13	0,93	147,13	128,26	1,42	182,13	АСБ-3×50
1,09	0,93	1697,95	1086,41	1,42	1542,70	АВВГ-4×150	150×5
1,13	0,93	63,05	47,92	1,42	68,05	СБ-3×10
1,09	0,93	146,99	123,94	1,42	176,00	АВВГ-4×35
1,09	0,93	288,90	49,50	1,42	70,28	ВВГ-4×70

2.3 Расчет сечения КЛЭП с U=0,4 кВ:

Для расчета выбираем линию Л14, расчет производится по предельно допустимому по условию нагрева току:

Находим суммарную мощность трансформаторных подстанции, находящихся на линии Л11 при нормальном режиме работы:

Находим расчетный ток в при нормальном режиме работы линии Л14:

=57,56 А

Находим ток при аварийном режиме работы:

 

Находим максимальные приведенные номинальные токи:

, где = k_n × k_{t =}1×1,125 = 1,125

На КЛЭП Л14 сечение жил кабелей выполнено из алюминия, поэтому выбираем кабель АВВГ, учитываем температурный поправочный коэффициент (табл.1.3.3ПУЭ)

при расчетной температуре земли t=3°С и температуре жил t=65°: k_t =1,125

k_n = 1 – поправочный коэффициент на число рядом лежащих кабелей (ПУЭ табл.1.3.26)

= 102,33 А

Находим по длительно допустимому току для кабеля АВВГ (табл 1.3.7 ПУЭ) стандартное сечение: , для данного сечения Iд=115 А.

Находим ток при послеаварийном режиме:

,т.е. , то выбранное сечение не удовлетворяет условию по длительно допустимому току при 2 часовом послеаварийном режиме работы

Следовательно, необходимо выбрать большее сечение жил кабеля АВВГ:

,

Для данного сечения Iд=175 А, значит , то выбранное сечение удовлетворяет условию по длительно допустимому току при 2 часовом послеаварийном режиме работы.

Для данного проводника с алюминиевой жилой выбираем кабель марки АВВГ 4х25.

Расчет остальных КЛЭП представлен в таблице №2

Определение потерь напряжения в линиях и трансформаторах сети.

3.1 Потери напряжения на ВЛЭП Л1:

Для расчета потерь напряжения ВЛЭП необходимо вычислить среднегеометрическое расстояние между проводами для типа опоры вместо ПБ 110-2 (данных о которой нет в справочнике), выбираем опору ПБ 110-1:

 

3,9 [м]

3,16 М

Для провода АС-70 определяем активное и индуктивное сопротивления:

r₀=0.42 [Ом/км];

х₀=0,441 [Ом/км] (при D = 1,2 см и Dср = 350см)]

Находим активную и реактивную мощности линии Л1:

Находим потерю напряжения в линии Л1 при номинальной нагрузке:

Находим потерю напряжения в линии Л1 при 30% нагрузке:

 

 

3.2 Потеря напряжения на КЛЭП Л3:

 

Для провода АСБ 3×50 определяем активное и индуктивное сопротивления:

r₀=0,64 [м/км];

х₀=0,09[Ом/км], по справочнику электроснабжение (табл.61.11)

 

Находим активную и реактивную мощности:

 

Находим потерю напряжения в линии при номинальной нагрузке:

 

Находим потерю напряжения в линии при 30% нагрузке линии:

 

На линиях 0,4 кВт (Л14,Л15) с выбранными ранее сечениями потери напряжения превышает 5%, поэтому необходимо увеличить их сечение до 95 мм² Расчет остальных ВЛЭП И КЛЭП представлен в таблице №3:

 

таблица №3

 

Обозначение	Тип	UН,кВ	L,км	Sл.Н,кВА	Pл.Н,кВт	Qл.Н,кВар	R0,Ом/км	X0,Ом/км			Fст,мм^2	марка кабеля
Л-1	АС		7,46	14285,7	11571,4	8377,56	0,42	0,441	1,10	0,33		АС-70
Л-2	АС		10,31	228,6	198,882	112,71	0,42	0,418	0,07	0,02		АС-70
Л-3	А		1,83	1992,4944	1733,47	982,40	0,62	0,09	1,67	0,50		АСБ-3×50
Л-4	М		1,68	1428,5714	1085,71	928,46	0,74	0,1	1,34	0,40		СБ-3×25
Л-5.1	А		0,3	1110,7689	833,08	734,70	0,44	0,09	0,14	0,04		АСБ-3×70
Л-5.2	М		0,93	1110,7689	966,37	547,67	0,52	0,09	1,01	0,30		СБ-3×35
Л-6.1	М		1,68	825,10683	585,83	581,04	0,74	0,1	0,20	0,06		СБ-3×25
Л-6.2	М		0,67	285,71429	251,43	135,71	1,84	0,12	0,83	0,25		СБ-3×10
Л-7.1	А		0,9	714,28571	500,00	510,10	0,89	0,09	0,41	0,12		АСБ-3×35
Л-7.2	А		0,58	398,25112	310,64	249,22	1,24	0,1	0,21	0,06		АСБ-3×25
Л-11	А		1,85	2221,54	1755,01	1362,04	0,62	0,09	1,49	0,45		АСБ-3×50
Л-12	А	0,4	1,29	350,00	308,00	166,24	0,208	0,059	27,70	8,31	150×5	АВВГ-4×150
Л-13	М		0,78	830,00	722,10	409,23	1,84	0,12	2,31	0,69		СБ-3×10
Л-14	А	0,4	1,68	39,93	33,54	21,66	0,894	0,063	18,22	5,47		АВВГ-4×35
Л-15	М	0,4	0,74	15,95	13,08	9,13	0,265	0,612	2,66	0,80		ВВГ-4×70

3.3 Определение потерь напряжений в трансформаторах:

Рассчитаем потерю напряжения в трансформаторе ТП-1:

Выбираем трансформатор ТМН – 10000\110 (Приложение 5.1 в учебнике Гончарова)

Потери холостого хода и напряжение короткого замыкания выбранного трансформатора

соответственно равны: Р_К=70Вт, U_К%=10,5%

Находим потерю напряжения в обмотках трансформатора:

 

 

Далее находим потерю напряжения при 30% загрузке трансформатора:

 

Остальные значения потерь напряжений представлены в таблице №4:

 

Таблица №4

Обозначение	Тип	SН	PМ	QМ
-		-	кВА	кВт	кВар	кВт	%	%	%
ТП-1		ТМТН-10000/110			5864,2		10,5	0,067	0,02
ТП-2		ТМ-160/35		139,2	78,88	3,1	6,5	0,036	0,011
ТП-3		ТМ-400/10			197,22	5,5	4,5	0,034	0,01
ТП-4		ТМ-1000/10			649,92	12,2	5,5	0,045	0,0135
ТП-5		ТМ-400/10			264,57	5,5	4,5	0,04	0,012
ТП-6		ТМ-160/10		139,2	78,88	2,65	4,5	0,0365	0,01
ТП-7		ТМ-1000/10			704,2	12,2	5,5	0,0476	0,014

 

3.4 Расчет потерь напряжений на участках линий.

Расчет потерь напряжений рассмотрим на примере участка линии ТП1-Л2-ТП2:

Потеря напряжения равна сумме потерь на ТП1, Л2 и ТП2:

 

 

Потеря напряжения на участке ТП1-Л2-ТП2 при 30% нагрузке:

 

 

Для остальных участков значения потерь представлены в таблице №5:

 

Таблица №5

 

 

Участок линии
ТП 1 - Л2 - ТП 2	0,173	0,051
ТП 1 - Л3 - ТП 3	1,77	0,36
ТП 1 - Л3 - Л4 - ТП 4	3,122	0,933
ТП 1 - Л11 - Л5,1 - ТП 5	1,737	0,522
ТП 1 - Л11 - Л5,1 - Л6,1 - ТП- 6	1,933	0,58
ТП 1 - Л11 - Л5,1 - Л6,2 - ТП- 6	2,563	0,77
ТП 1 - Л11 - Л5,1 - Л6,1 - Л7,1 - ТП- 7	2,354	0,83
ТП 1 - Л11 - Л5,2 – ТП-7	2,614	0,784
ТП 1 - Л11 - Л5,2 – Л7,2-ТП-6	2,813	0,84

 

 

Следовательно, из таблицы №5 видно, что электрически ближним участком является участок:

ТП1 – Л2 – ТП2

Электрически дальним участком по исходным данным является участок:

ТП 1 - L11 - L5,1 - L6,1 - L7,1 - ТП- 7

Построим для данных участков эпюры напряжений:

 

Эпюра потерь напряжения для номинальной и 30% нагрузки с уставкой ПБН 0% (ТП1 –Л2 – ТП2). Эпюра потерь напряжения для номинальной и 30% нагрузки с уставкой ПБН 0% (ТП 1 - L11 - L5,1 - L6,1 - L7,1 - ТП- 7):

 

 

Анализируя получившиеся графики делаем вывод, что необходимо выбрать компенсирующие устройства регулирования напряжения РПН и ПБВ с вольтдобавкой 0%,т.к. падение напряжения не превышает 5%.

 

 

4. Произведем выбор автоматического выключателя для линии Л14:

При выборе автоматического выключателянеобходимо, чтобы соблюдались следующие условия:

1. Условие нагрева I_р.> I_м, где

I_P – номинальный ток расцепителя, А

I_м – максимальный ток нагрузки

2. Аппарат защиты не должен перегреваться и срабатывать при нормальном режиме работы электроустановки

3.Выполняться условие селективности: отключение только поврежденного участка.

Линия Л14 выполнена кабелем АВВГ 4х35. Максимальный рабочий ток на Л14:

I_н= 57,63[A]

По каталогу выбираем автоматический выключатель AE 2046М:

I_н=63[A].

Находим ток расцепителя:

Ip=1,13×63=71 [A],из этого следует, что I_р.> I_м.

5. Произведем механический расчет линии Л1:

 

Исходные данные на механический расчет:

- климатический район: Ашхабад

- местность: Труднодоступная

опора: ПБ110-2

Район в котором находится г. Ашхабад - согласно карты районирования территории по скоростным напорам ветра находится в 3-ем районе (ПУЭ рис. 2.5.3), по гололеду – III (ПУЭ рис.2.5.7);

Температура: t_max = 30⁰C

t_min = - 0⁰C

t_{ср год} = 10⁰С

Толщина стенки гололеда: b=10 [мм]

Максимальный скоростной напор ветра: q_max=800 [даН/м²]

V_max=4 [м/с]

Марка провода – АС

F=70 [мм²]

d=12 [мм]

Напряжение – 110 [кВ]

Допустимое расстояние от провода до земли: h=7,5 [м]

Согласно ТВН и ЭС ч.II табл.8-1, определяем:

1. удельная нагрузка от собственного веса:

2. модуль упругости:

3. температурный коэффициент линейного удлинения:

4. временное сопротивление разрыву:

5. коэффициент упругого отклонения:

Допустимые напряжения в проводах (И-1 табл.8-2) при:

 

6. минимальной температуре:

7. наибольшей нагрузке:

8. среднегодовой температуре:

 

Механические нагрузки проводов:

9. Удельная нагрузка от веса проводов:

10. Удельная нагрузка от гололеда:

,где F – расчетное сечение (ТВН и ЭС ч.II прилож.1-3)

11. Общая вертикальная удельная нагрузка:

12. Удельная нагрузка от ветра при отсутствии гололеда:

, где а=0.75 – коэффициент, учитывающий неравномерность

скорости ветра в пределах одного пролета (И-1

табл. 8-4)

C_x=1,2 – аэродинамический коэффициент
d*10^-2 = 0,012 [м²] – площадь диаметрального сечения

- скоростной напор ветра

, таким образом:

13. Удельная нагрузка от ветра при гололеде:

, где Q_гол – скоростной напор ветра при гололеде (в 4 раза меньше

нормативного).

14. Суммарная удельная нагрузка при отсутствии гололеда:

15. Суммарная удельная нагрузка при гололеде:

 

Максимальная величина пролета:

16. Максимально допустимая стрела провеса:

17.Допустимое напряжение в проводе:

18.Критический пролет:

 

19. Уравнение состояния провода

20. Наибольшая стрела при пролете L=69,23[м]:

21. Находим аналогичным способом наибольшую стрелу провеса f₂, соответствующему новому значению пролета L₂. Пусть L₂=180[м], тогда:

 

Построим кривую провеса провода:

 

 

 

Из кривой провеса определяем габаритный пролет равен 178 м

 

 

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

 

1. ПУЭ 2003 г.

2. Техника высоких напряжений и электрические сети, ч. II, И. В. Гончаров,

Г. В.Субочев, Я. Н. Фальковский, Ленинград 1972

3. Справочник проектированию высоковольтных установок, А.С. Дорофеюк, А.П. Хечумян,

Энергия, Москва 1976 г.

Справочник по проектированию электрических сетей Ю.Г.Барыбина

4. СниП 2.01.01-82 “Строительная климатология и геофизика”, Москва 1983 г.

5. Методическое пособие для выполнения расчетно-графической работы по теме

“Расчет электрических сетей” М. А. Монахов, И. Я. Орда, Н. А. Грунин Санкт-Петербург 1999.

6. Справочник по наладке электроустановок, А.С. Дорофеюк, А.П. Хечумян, Энергия, Москва 1976 г.

7. Электрическая часть электростанций и подстанций, Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков, Москва, Энергоатомиздат 1989 г.