Проект электроснабжения объекта

 

 

Проверка выбранных кабелей 10 кВ по потере напряжения (зональная схема)  Таблица №9
Группа объектов	№ линии	Р, кВт	Q, квар	Fр, мм	Ro, Ом/км	Xo, Ом/км	L, км	R, Ом	Х, Ом	ΔUл, %
1	ТП5	351,74	476,12	25	0,74	0,1	4	2,96	0,4	1,2316
	ТП-2	207,87	300,93	16	1,15	0,11	5,5	6,325	0,605	1,4969
2	ТП-8	997,96	478,47	16	0,74	0,1	3,3	2,442	0,33	2,5949
	ТП-6	672,67	314,66	25	0,74	0,1	1,7	1,258	0,17	0,8997
	ТП-4	279,85	172,31	16	1,15	0,11	8,3	9,545	0,913	2,8285
3	ТП-9	50,73	12,41	16	1,15	0,068	0,5	0,575	0,034	0,0296
4	ТП-3	346,63	331,10	16	1,15	0,11	6,1	7,015	0,671	2,6538
	ТП-1	660,02	633,51	25	0,74	0,1	1,5	1,11	0,15	0,8276
5	ТП-7	130,28	189,57	16	1,15	0,11	7,2	8,28	0,792	1,2289
	ТП-10	180,51	553,25	25	0,74	0,1	2,1	1,554	0,21	0,3967
	ТП-11	417,64	612,56	35	0,52	0,09	8,9	4,628	0,801	2,4235

 

 

 

Как видно из расчетов. То все кабели марки СБ проходят по допустимой потере напряжения, следует что увеличивать сечения не требуется.

Конечная схема конфигурации линии 10 кВ представлена на рисунке 5.

Рисунок 1

 

 

 

Рисунок 2

Рисунок 3

Рисунок 4

 

Рисунок 5

 

3.7. Разработка электрических сетей 0,4 кВ заданной площадки.

Разработка электирических сетей 0,38 кВ зависит от категорийности, мощности и расположения потребителя в заданной зоне относительно питающей ТП. Расположение трасс КЛЭП показаны на схеме (генплане местности). Сечение марки кабеля выбраны по допустимому длительному току. Расчет на примере сооружния 1 (овощехранилище).

Расчетный ток здания:

_{По ПУЭ  таблица 1.3.13 – кабель СБ 4×35 допустимый длительный ток 230А. Остальные расчеты токов и сечений приведены в таблице 10.}

_{Потеря  напряжения:}

;

Не должна превосходить 5%. Для потребителей 1й и 2й категории  с учетом резрвированной линии потеря напряжения разделяется на две линии.

 

Таблица 10

Группа объектов	№ линии	Наименование потребителей	Расчетные значения		Jм	Jдоп	F, мм2	R0	X0	L, км	ΔU, %
			Рр, кВт	Qр , квар
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
ТП1	4	склад БП	19,31	16,7	36,86	115	16	1,15	0,068	0,104	1,5
	8	мастерская	35,88	35,0	72,30	175	35	0,52	0,064	0,22	2,9
	9	исп. Стенд	21,78	18,5	41,24	150	25	0,74	0,066	0,088	1,0
	10	пож команда	12,93	5,8	20,46	115	16	0,37	0,063	0,264	0,8
	1	КПП и караул	18,26	115	16	1,15	0,068	1,15	0,068	0,304	2,5
	2	базовый склад ГСМ	32,46	115	16	0,37	0,063	1,15	0,068	0,22	2,9
	3	расх. Склад ГСМ	143,90	265	70	0,26	0,061	0,26	0,061	0,228	3,2
	12	насосная	77,82	85	10	0,37	0,063	1,84	0,073	0,072	3,1
ТП2	5	пирс ПЛК	64,23	310	95	0,26	0,061	0,23	0,06	0,26	3,6
	6	пирс Тр.	102,71	175	35	0,52	0,064	0,52	0,064	0,176	2,0
	7	причал ПЛК	72,30	310	95	0,26	0,061	0,23	0,06	0,472	3,9
	11	хоз причал	68,22	175	35	0,74	0,066	0,52	0,064	0,248	3,0

Из расчетов видно, что  не все кабели удовлетворяют условию  по потере напряжения.

 

4.Баланс  мощностей в сетях свыше 1кВ  и выбор компенсирующих устройств.

Методика расчета  компенсирующих устройств.

Основной задачей расчета  баланса реактивных мощностей является снижение поступления реактивной мощности из энергосистемы в СЭС объекта путем использования компенсирующих устройств, генерирующих емкостную мощность. При этом уменьшаются потери напряжения, мощности и электроэнергии в электрических сетях и повышается эффективность СЭС в целом.

При расчете баланса реактивных мощностей в СЭС необходимо учитывать зарядные (емкостные) мощности Q_л линий U>1kB, обусловленные их рабочими емкостями C_Р.

Мощность Q_л линии (участка) определяется соотношением:

;

Где:

- С_р, мкФ/км - рабочая емкость 1 км линии;

- U, кВ — номинальное напряжение линии;

- L, км - ее протяженность;

- ;

Значения С_р содержатся в справочной литературе [Л1]. Результаты расчета свести в таблицу12.

 

 

 

 

Таблица 12

Линия (участок)						U, кв	Ср, мкФ/км	L, км	Ол, кВАр
N	начало	Конец	вид	марка	Fмм2
1	ГПП	ТП№1	КЛЭП	СБ	25	10	0,11	1,5	5,18
2	ТП№1	ТП№3	КЛЭП	СБ	16	10	0,1	6,1	19,15
3	ГПП	ТП№5	КЛЭП	СБ	25	10	0,11	4	13,82
4	ТП№5	ТП№2	КЛЭП	СБ	16	10	0,1	5,5	17,27
5	ГПП	ТП№8	КЛЭП	СБ	16	10	0,1	3,3	10,36
6	ТП№8	ТП№6	КЛЭП	СБ	25	10	0,11	1,6	5,53
7	ТП№6	ТП№4	КЛЭП	СБ	16	10	0,1	8,3	26,06
7	ГПП	ТП№9	КЛЭП	СБ	16	10	0,1	0,5	1,57
8	ГПП	ТП№7	КЛЭП	СБ	16	10	0,1	7,2	22,61
9	ГПП	ТП№10	КЛЭП	СБ	25	10	0,11	2,1	7,25
10	ГПП	ТП№11	КЛЭП	СБ	35	10	0,12	8,9	33,54

 

Реактивная мощность Q_ку, подлежащая компенсации:

;

Где:

- - среднегодовая активная нагрузка;

- - тангенс угла сдвига фаз;

- – тангенс угла сдвига фаз нормируемый для каждой зоны, находится по [Л1].

Оптимальная мощность Q_кн низковольтных конденсаторов устанавливаемых на данной ТП определяется:

;

Где:

-  Q_p квар - расчетная мощность ТП,

- R_ЭТ - эквивалентное активное сопротивление трансформаторов ТП, равное;R_ЭТ=(0,034-0,0037), Ом при мощностях трансформатора S_H=(250-1000), кВА; R_ЭТ = R_ЭТ /2 - при двух трансформаторах;

-  -коэффициент, принимающий значения:

=0,4-для встроенных и  пристроенных ТП;

=0,8-для отдельно стоящих  ТП.

Оптимальная мощность Q_кв  высоковольтных конденсаторов устанавливаемых на данной ТП определяется:

;

Пример приводится для  объекта для ТП№5 на площадке 5 (КП):

;

Оптимальная мощность Q_кн низковольтных конденсаторов:

;

Оптимальная мощность Q_кв  высоковольтных конденсаторов:

;

Из расчетов следует, что  компенсация реактивной мощности не требуется. Остальные расчеты представлены в таблице 13.

 

 

 

         Таблица 13

№ по генпла-ну	Наименование  потребителей	кол-во	установленные мощности	tgϕ	tgϕн	Средние мощности		Расчетные значения				Вид КУ	Кол-во
			Ру, кВт			Рс, кВт	Qс, квар	Qку , квар	Qр , квар	Qкн , квар	Qкв , квар
1	2	3	4	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17
5	склад ЖТ	1	351,74	0,65	0,48	317,53	425,89	51,32	161,46	5,9	45,41	не требуется	-
2	ЗКП	1	207,87	1,88	0,57	179,20	336,54	234,98	336,54	181,0	54,00	не требуется	-
8	жил. Городок	1	997,96	1,88	0,62	914,47	1172,17	1150,65	336,79	181,2	969,42	УК-0,38-110	1
6	компл. Склад	1	672,67	1,17	0,48	595,55	314,66	407,84	151,90	-3,7	411,49	не требуется	-
4	ПДРЦ	1	279,85	0,65	0,46	235,17	172,31	44,76	89,35	-66,2	110,96	не требуется	-
9	КШГ	1	50,73	0,91	0,62	47,42	12,41	13,71	463,46	307,9	-294,20	не требуется	-
3	ПРЦ	1	346,63	1,02	0,46	330,12	331,10	186,38	222,43	66,9	119,51	УК-0,38-220	1
1	КП	1	660,02	0,57	0,48	615,02	633,51	50,68	598,94	443,4	-392,70	УК-0,38-320	1
7	склад БП	1	130,28	1,88	0,48	118,44	189,57	165,07	43,10	-112,5	277,53	УК-0,38-220	1
10	РТБ	1	180,51	1,14	0,51	131,76	553,25	82,48	149,98	-5,6	88,05	не требуется	-
11	причальный фронт	1	417,64	0,49	0,54	364,53	612,56	-17,19	374,65	219,1	-236,29	УК-0,38-430	1
-	гпп	1	2788,887	0,22	0,33	2754	2691,387	-307,70	2928,61	2600,3	-2908,00	УК-10-900	3

 

 

 

5. Определение уровней напряжения в электрических сетях с учетом компенсирующих устройств.

5.1 Определение потери напряжения  в линии.

Данный расчет выполнен в  пункте 3.6 таблица 9.

5.2 Определение потерь и напряжения в трансформаторах ТП.

Потеря напряжения в трансформаторе определяется соотношением:

Потери при 30%-й нагрузке определяются:

_{Пример  расчета привожу  для ТП 1, потери напряжения в трансформаторе:}

_{Потери  при 30%-й нагрузке:}

_{Остальные расчеты сведены  в таблицу 15.:}

Таблица 15

№ п\п	наименование	Sном.тр.	Рр, кВт	Qр , квар	Uк	PК	△U	30%△U
		кВА	кВт	квар	%	кВт	%	%
1	КП	400	313,4	161,5	4,5	5,5	1,4	0,4
2	ЗКП	400	207,9	336,5	4,5	5,5	2,3	0,7
3	ПРЦ	400	346,6	336,8	4,5	5,5	2,5	0,7
4	ПДРЦ	250	279,9	151,9	4,5	3,7	2,2	0,7
5	склад ЖТ	160	143,9	89,4	4,5	2,5	2,0	0,6
6	компл. Склад	630	392,8	463,5	5,5	7,6	2,4	0,7
7	склад БП	250	130,3	222,4	4,5	3,7	2,4	0,7
8	жил. Городок	630	325,3	598,9	5,5	7,6	2,9	0,9
9	КШГ	63	50,7	43,1	4,5	1,2	2,3	0,7
10	РТБ	250	180,5	150,0	4,5	3,7	1,9	0,6
11	причальный фронт	630	417,6	374,7	5,5	7,6	2,0	0,6
	гпп	6300	2788,9	2928,6	10,5	44,0	2,6	0,8