Расчёт ВЛИ № 1
Определение расчётных нагрузок
На участке 2–3: Р2–3 = 8 кВт.
На участке 1–2: Р1–2 = (Р2+ Р3) ∙ Ко = (12,5 + 8) ∙ 0,85 = 17,43 кВт.
На участке 6–7: Р6–7 = 2,4 кВт.
На участке 5–6: Р5–6 = ΔР7 + Р6 = 1,5 + 12,75 = 14,25 кВт.
На участке 4–5: Р4–5 = ΔР5 + Р5–6 = 7,9 + 14,25 = 22,15 кВт.
На участке 1–4: Р1–4 = ΔР4+ Р4–5 = 7,9 + 22,15 = 30,05 кВт.
На участке ТП–1: РТП–1 = Р1–4 + ΔР1–2 = 30,05 + 10,5 = 40,55 кВт.
Рисунок 4.9 – Расчётная схема ВЛИ № 1
Эквивалентная мощность ВЛИ № 1 Sэкв = 23,07 кВ∙А.
Эквивалентный ток для ВЛИ № 1 Iэкв = 35,05 А.
Экономическое сечение провода Fэкв = 20,62 мм2. Сечение проводов СИП-2 на всех участках – 3×35+1×50+1×16. Для принятого провода Ro = 1,111 Ом/км и Хо = 0,0802 Ом/км. Рассчитанные потери напряжения занесены в таблицу 4.14.
Таблица 4.14 – Расчёт ВЛИ № 1
| Участок | Р, кВт | cos φ | Sрасч, кВ∙А | Провод | Длина участка, м | Потери DU, % | |
| на участке | от ТП | ||||||
| 2–3 | 8 | 0,8 | 10 | СИП-2 | 89 | 0,58 | 3,53 |
| 1–2 | 17,43 | 0,85 | 20,51 | СИП-2 | 80 | 1,12 | 2,95 |
| 6–7 | 2,4 | 0,8 | 3 | СИП-2 | 116 | 0,23 | 5,11 |
| 5–6 | 14,25 | 0,85 | 16,76 | СИП-2 | 89 | 1,02 | 4,88 |
| 4–5 | 22,15 | 0,85 | 26,06 | СИП-2 | 72 | 1,28 | 3,86 |
| 1–4 | 30,05 | 0,85 | 35,35 | СИП-2 | 31 | 0,75 | 2,58 |
| ТП–1 | 40,55 | 0,85 | 47,71 | СИП-2 | 56 | 1,83 | 1,83 |
Расчёт ВЛИ № 2
Расчетная мощность ВЛИ № 2 Ррасч = 240 кВт, а cos φ = 0,75, соответственно Sрасч = 320 кВ∙А. Длина провода от ТП до ввода к потребителю составляет 25 метров. Соответствующие значения эквивалентной мощности, эквивалентного тока провода составят: Sэкв = 320 кВ∙А, Iэкв = 486 А.
Возможны несколько вариантов выполнения линии к потребителю: либо кабельной линией, либо воздушной линией, выполняемой проводом СИП-2. Выбираем второй способ, т. к. он наименее затратный.
Учитывая величину рассчитанного эквивалентного тока, принимаем сечение провода СИП-2 3×240+1×95+1×16, т. к. допустимая токовая нагрузка у него составляет не более Iдоп = 515 А, что больше рассчитанного значения Iэкв = 486 А. Провод удовлетворяет условию Iдоп ≥ Iэкв. Потери составляют ΔU = 0,97 %, что не превышает допустимого значения в 8 %.
Расчёт ВЛИ № 3
Расчетная мощность ВЛИ № 3 Ррасч = 16,5 кВт, а cos φ = 0,75, соответственно Sрасч = 22 кВ∙А. Длина провода от ТП до ввода к потребителю составляет 82 метра. Соответствующие значения эквивалентной мощности, эквивалентного тока провода составят: Sэкв = 22 кВ∙А,
Iэкв = 33,43 А
Учитывая величину рассчитанного эквивалентного тока, принимаем сечение провода СИП-2 3×50+1×50+1×16, т. к. допустимая токовая нагрузка у него составляет не более Iдоп = 195 А, что больше рассчитанного значения Iэкв = 33,43 А, провод удовлетворяет условию выбора Iдоп ≥ Iэкв. Потери в проводе составят ΔU = 0,93 %, что не превышает допустимого значения в 8 %.
Выбор номинальных мощностей трансформаторных пунктов 10/0,4 кВ
По результатам расчета ВЛИ, отходящих от ТП 10/0,4 кВ, производится выбор номинальных мощностей трансформаторов:
 ,
| (4.19) |
где n – число отходящих от ТП линий с учетом наружного освещения; Smax ВЛ (Smax ВЛИ) – максимальная полная мощность на линии из числа k; ΔSi – добавка мощности соответствующей линии из числа n–1; i – номер отходящей линии.
От ТП № 1 отходит три ВЛИ, мощность которых равна соответственно 75,6; 75,6; 55,54 кВ∙А. Суммарная расчетная мощность:
Sрасч.ТП = 75,6 + 52,2 + 38,2 = 166 кВ∙А.
По таблице экономических интервалов для ТП 10/0,4 кВ (приложение 25) выбирается номинальная мощность трансформатора Sн = 160 кВ∙А.
Для ТП № 2 мощности отходящих ВЛИ равны 51,94 и 46,5 кВ∙А. Расчетная мощность трансформатора:
Sрасч.ТП = 51,94 + 31,8 = 83,74 кВ∙А.
Тогда номинальная мощность трансформатора составит 100 кВ∙А.
Мощности остальных трансформаторов рассчитываются аналогично образом и будут иметь следующие значения: для ТП № 3 и ТП № 4 – номинальная мощность трансформатора составит 100 кВ∙А; для ТП № 5 – 400 кВ∙А.
Дата: 2019-02-25, просмотров: 308.
