МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРОФИКАЦИИ СССР

ГЛАВНИИПРОЕКТ

ВСЕСОЮЗНЫЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ПРОЕКТНО-ИЗЫСКАТЕЛЬСКИЙ И НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ «СЕЛЬЭНЕРГОПРОЕКТ»

УКАЗАНИЯ ПО ВЫБОРУ СРЕДСТВ РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ И КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ СЕЛЬСКОХОЗЯЙСТВЕННЫХ ОБЪЕКТОВ И ЭЛ.СЕТЕЙ СЕЛЬСКОХОЗЯЙСТВЕННОГО НАЗНАЧЕНИЯ

Москва 1979, сентябрь

У,    - потребление    электроэнергии    сельскохозяйственным

производством, кВтч; г}    - доля расхода электроэнергии на тепловые процессы

сельскохозяйственного производства, %.

Зависимость (2.2.2) приведена на рис. п.5.5.

2.2.4.    При разработке схем перспективного развития ЭССН 35+110 кВ предполагается, что условие (1.2) выполняется, если потери напряжения в питающей линии одного напряжения 35 и 110 кВ (Д£/_я) при использовании трансформаторов с АРПН на питаемых ими подстанциях удовлетворяют условию

*и.*Н + Е_яяш,    /2.2.3/

где Н    - принимается при трансформаторах 35/10 кВ мощностью до

10000 кВА - 10%, при трансформаторах 110/10 кВ мощностью до 25000 кВА и 110/35/10 кВ мощностью до 40000 кВА включительно - 12% и при трансформаторах 110/10 кВ мощностью более 25000 кВА -7%;

Е_я max - уровень напряжения на шинах низшего (иди сродного

напряжения) трансформаторной подстанции, от которой отходит рассматриваемая питающая линия, %.

2.2.5.    Если условие (2.2.3) не выполняется, то рассматриваются варианты его обеспечения: переход на повышенное напряжение линии электропередачи и изменение конфигурации сетей 35-110 кВ. Выбор варианта определяется минимумом приведенных затрат.

2.2.6.    При резервировании линий 35-110 кВ предполагается, что условие (1.3) будет выполнено, если потери напряжения при нагрузке в соответствии с п. 1.13 в послеаварийном режиме удовлетворяют условию

AU^ZH + E„_mm+S%    /2.2.4/

2.2.7.    Если условие (2.2.4) не выполняется, то рассматриваются следующие варианты его обеспечения:

а/ установка БК на шинах 10 кВ ЦП;

б/ изменение схемы сетевого резервирования.

Выбор варианта определяется минимумом приведенных затрат.

2.2.8.    Подробная инструкция по учету компенсации реактивной мощности и регулирования напряжения при разработке схем развития сетей 35-110 кВ извожена в методических указаниях по выполнению схем развития электрических сетей 35-110 кВ в сельской местности по краям, областям и союзным республикам.

2.3. УЧЁТ КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ И РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ ПРИ СОСТАВЛЕНИИ СХЕМ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ 10 кВ РЭС

2.3.1.    При разработке схем развития ЭССИ напряжением 10 кВ района электрических сетей (РЭС) рекомендуется следующий порядок расчета;

а/ определяются мощности БК 0,38 кВ и соответственно корректируются электрические нагрузки линий 10 кВ и трансформаторных подстанций 10/0,38 кВ; оценочно распределяется рассчитанная мощность БК между потребителями и сетями 0,38 кВ;

б/ определяются марки и сечения проводов линий 10 кВ; в/ определяются мощности и места установки БК 10 кВ и уточняются параметры сети с учетом БК:

г/ проверяется, не превышают ли расчетные потери напряжения в линиях 10 кВ допустимые и, при необходимости, выбираются средства их обеспечения, определяется закон регулирования напряжения на шинах 10 кВ БК;

д/ исходя из принятых ( в соответствии со схемами перспективного развития ЭССН напряжения 35-110 кВ) схем районных подстанций и питающих линяй, проверяются уровни надежности электроснабжений и, при необходимости, выбираются средства обеспечения нормируемых уровней надежности;

е/ при целесообразности резервирования по линиям 10 кВ проверяются допустимые потери напряжения но условиям послеаварийного режима и, при необходимости, выбираются средства обеспечения этих условий.

2.3.2.    Исходными данными для расчета являются;

а/ расчетные схемы линий 10 кВ для условий нормального и послеаварийного режимов с занесенными значениями нагрузок;

б/ принимаемые в соответствии со "Схемами развития сетей 35-110 кВ области" схемы линий 35-110 кВ и подстанций 35-110 кВ, от которых отходят рассматриваемые линии 10 кВ, и уровни напряжения в точках присоединения ЭССН к энергосистемам в режиме максимальной нагрузки.

2.3.3.    Если коэффициент мощности на шинах 0,38 кВ подстанций 10/0,38 кВ в максимум реактивной нагрузки меньше 0,95, то следует предусмотреть установку БК 0,38 кВ. Суммарная мощность БК 0,38 кВ (Q_n) для рассматриваемой подстанции 10 кВ

e„=e_g-0.33/>₈ квар,    /2.3.1/

где Я,О - максимальная нагрузка (дневная) соответственно, активная,

о в

кВт, и реактивная, квар, без учета БК, кВА;

БК устанавливаются, если Q_H £ 25 квар.

Для расчетов по (2.3.1) можно использовать номограммы (рис. п.5.2, п.5.3). Мощность БК, устанавливаемых у потребителей, принимается равной 80% суммарной мощности БК 0,38 кВ.

2.3.4.    Суммарная мощность БК в сетях 10 кВ каждой из рассматриваемых подстанций 35-110 кВ оправляется решением системы уравнений

+ £ K,Q*J = 0.65к„ - О,    /2.3.2/

м

/-1

для ш-12, м

12

число подстанций 35-110 кВ, на которых предполагается

установка БК - 10 кВ;

искомые суммарные мощности БК, квар;

приведенное к напряжению 35 кВ активное сопротивление питающей сети от опорной подстанции энергосистемы (ИП) до шин 10 кВ рассматриваемой подстанции 35-110 кВ, Ом; приведенное активное сопротивление участков линии, общих для БК с индексами V и 7"» Ом;

К ⁺ 1»18/?_й з5) ⁺ 0,078(Д_|О + 1.18Л_61|0), /2.3.3/

приведенный момент реактивной нагрузки от ИП до шин 10 кВ рассматриваемой подстанции 35-110 кВ, квар Ом;

4 = £^a₅+W,₅&,₅ +0,078-

Ч    ,/2.3.4/

•axoeuo_П0б_{6 no}j

^35»Сз5>^110> 0Ю»^)35»О)35> Яф И0»й) ПО	- сопротивления, Ом и реактивные нагрузки, квар, соответственно, участков линии и подстанций 35 и 110 кВ;
0,	- постоянная, учитывающая стоимость БК и потери электроэнергии в сетях энергосистемы, для подстанций 110/10 кВ //==7580; для подстанций 35/10 кВ Ц к 7320, квар-Ом.

Число подстанций 35-110 кВ в (2.3.2) целесообразно сократить, исключив подстанции, для которых

0,65/ -О, _10Л *    —<180    квар.

При расчетах по (2.3.2) реактивная нагрузка определяется с учетом установки БК в сетях 0,38 кВ. Если £,<180 квар, то принимается б_Л=0, составляется и

решается система уравнений с меньшим числом уравнений и неизвестных.

2.3.5. Для подстанций 35-110 кВ, на которых оказалась выгодной установка БК 10 кВ, проверяется целесообразность их размещения в линиях 10 кВ.

В линиях 10 кВ БК предполагаются отключаемыми односекционными. Суммарная мощность БК, установленных в линиях 10 кВ не должна превышать величину, определенную по (2.3.2).

Мощность БК, установленной в линии 10 кВ, должна отвечать условиям

0JQ_g *й*180 квар,    /2.3.6/

где Q,    -    максимальная    реактивная    нагрузка    головного    участка

о

рассматриваемой линии, квар.

В соответствии с номенклатурой подбираются БК, удовлетворяющие условиям (2.3.6). Для каждой БК определяется оптимальная точка установки по условию

e_g<M) — 0» 78Qf > Q^_{M) t}    /2.3.71

где Q^.t-i)>Q_gn+})- максимальная реактивная нагрузка на участках.

13

А11_ш - максимальные потери напряжения до ближайшей к шипом

ЦП подстанции 10/0,38 кВ, обслуживающей комплекс.

При питании от ЦП совместно подстанций 10/0,38 кВ обычных сельскохозяйственных потребителей и комплексов вычисления по (2.3.12) производятся для обоих видов потребителей. Принимается меньшее из двух полученных значений.

Величина диапазона регулирования ограничивается производственными потребителями и выбирается по условие:

10% 2: АЕ <. Я + 0,8Д U_M    /2.3.13/

АЦ_Ш - максимальные потери напряжения в распределительной линии до ближайшей к ЦП потребительской подстанции 10/0,38 кВ с производственной нагрузкой;

С -    величина,    зависящая    от    Ди_л -AU_Axam -AU^

Таблица 2 3 1

д t/,.% С,% 0 2.3 3,5 2,31 4.4 5,1 4,41 и более 6,7

При однородных потребителях рекомендуется:

10% ЬАЕй 7,2 + 0,4 AU_a    /2.3 Л    4/

Найденные по (2.3.12 - 2.3.14) граничные параметры уточняются, исходя из данных схемы по формуле

Е_т =*„+*,+ Я,-(ДС/, + ДU,)a_n% /2.3.15/ где Е_ф    -    уровень напряжения на шинах 10 кВ ЦП, %;

Е_и    -    уровень напряжения в точке присоединения ЭССН, %;

Е_{    -    нерегулируемая добавка напряжения трансформатора

35+110/10 кВ, %, определяется из справочных таблиц;

Е_р    - регулируемая добавка напряжения трансформатора

35+110/10 кВ, %; а    -    коэффициент нагрузки на шинах 10 кВ ЦП;

AU_fltAU, -    потери напряжения при максимальной нагрузке,

соответственно, в линии 35-110 кВ и трансформаторе 35-110/10 кВ, %.

Индекс "Г указывает на то, что величина соответствует некоторому фиксированному моменту времени.

По (2.3.15) подбирается такая максимально возможная Е , при которой в

режиме максимальной нагрузки (а, = 1 )Е_шйЕ_штю определенного по условию

(2.3.12). Затем рассчитывается уточненное значение Е_ютвх при выбранной

добавке Е_р.

По (2.3.15) подбирается такая минимально возможная Е_р, при которой в режиме минимальной нагрузки (а, = 0,2) E_m>E_omn=E_0fmm~AE_i где АЕ определяется по (2.3.13). Затем рассчитывается минимальный уровень

15

напряжения на шинах 10 кВ ЦП Е_а ^ при выбранной Е_р. По уточненным ^Е. щ« и ^Е. «. определяется ЛЯ :

ЬБ-Е_и-Е_лтл    /2.3.16/

во шах аз imn

При расчетах на ЭВМ выводятся на печать значения Е_а ^ и Е_ат0. При ручном счете вычисления по (2.3.15) удобно свести в таблицу.

Расчет уровней напряжения на винах 10 кВ ЦП

Таблица 2.3.2

Режим нагруз ки Уро вень Напря жения в точке присо едине ния ЭССН, % Потери напряжения в питающей линии 35-110 кВ, % Потери напряжения в трансформаторе 35-110 кВ, % Нерегулируемая добавка. напряжения трансформатора 35-110 кВ, % Регулируемая добавка напряжения трансформа тора 35-110 кВ, % Уровень напряжения на шинах 10 кВ ЦП % Б. AU *-*w п ли, Е, ЕР Е„ 100% 20%

диапазон встречного регулирована ЛЯ *

2.3.10. При разработке схем развития электрических сетей 10 кВ РЭС предполагается, что условие (1.3) при резервировании по линиям 10 кВ выполняется, если

ДО^-Д (/,£12,1%,    /2.3.17/

где AU_a - потери напряжения в линии 10 кВ до п/ст 10/0,38 кВ при работе сети в нормальном режиме, %;

Д£/_й - потери напряжении в линии 10 кВ до п/ст 10/0,38 кВ ври

сетевом резервировании и нагрузках в соответствии с п.1.13, %.

Условие (2.3.17) достаточно проверить для подстанции 10/0,38 кВ, присоединенной к наиболее удаленной от шин резервирующей подстанции точке магистрали.

2.3.11. При выполнении условия (2.3.17) рассматриваются способы обеспечения нормируемых уровней напряжения в соответствии с п. 1.16, кроме п. 1.16а. Окончательный способ устанавливается технико-экономическим сравнением. Требуемая добавка напряжения (А ):

E'^AU^AU,

16

где AU_M - потери напряжения в линии 10 кВ при работе сети в

послеаварийном режиме от шин 10 кВ резервирующей подстанции до наиболее удаленной точки присоединения к магистрали подстанции 10/0,38 кВ, %;

AU_a - потери напряжения в линии 10 кВ при работе сети в

нормальном режиме до той же точки магистрали, %.

Добавка напряжения дополнительного устройства должна удовлетворять

условию.

*.««*=10,3-0,8^ + Д^-Д^ /2.3.19/ где Е_9ПЯЯ - максимальный уровень напряжения на шинах резервирующего ЦП, %;

AU_MiAU_a - потери напряжения в линии 10 кВ до ближайшей к месту

установки дополнительного устройства подстанции 10/0,38 кВ резервируемой линии, соответственно, в послеаварийном и нормальном режимах, %.

2.3.12. При отсутствии схем перспективного развития электрических сетей сельскохозяйственного назначения 35-110 кВ области (края, республики), либо при существенном отличии расчетных нагрузок на подстанциях 110-35/10 кВ от принятых в схемах 35-110 кВ дополнительно следует выполнять расчета, предусмотренные п. 2.2.16 и в.

2.4. УЧЕТ КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ И РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ТЕКНО-РАБОЧИХ ПРОЕКТОВ ЛИНИЙ 10 кВ

2.4.1.    При выполнении техно-рабочих проектов линий 10 кВ рекомендуется следующий порядок расчета:

а/ проверяются уровни напряжения у электроприемников и, при необходимости, уточняются средства обеспечения нормируемых отклонений напряжения;

б/ если схемой предусматривается сетевое резервирование по линиям 10 кВ, то проверяются уровни напряжения у электроприемников в послеаварийном режиме, и, при необходимости, выбираются средства обеспечения их нормированных значений;

в/ уточняются параметры нормального режима работы сетей с учетом изменений параметров сем.

2.4.2.    Исходными данными для расчета являются:

а/ расчетные схемы питающей линии 35-110 кВ и распределительных лишний 10 кВ в условиях нормального и послеаварийного режимов с нанесенными на них длинами участков, сечениями и марками проводов, расчетными нагрузками;

б/ данные о характере присоединенных нагрузок и их коэффициентах мощности при дневном максимуме;

в/ уровни напряжения на ЦП, от которого отходят рассматриваемые линии, и на ЦП, от которых предполагается осуществлять резервирование по линиям 10 кВ, в соответствии со схемой РЭС.

17

2.4.3.    Мощности и расстановка БК 10 и 0,38 кВ принимаются в соответствии со схемой РЭС. При отсутствии схемы РЭС расчеты выполняются в соответствии с пп. 2.3.3 - 2.3.6.

2.4.4.    При выполнении техно-рабочих проектов линия 10 кВ из условия обеспечения нормированных отклонений напряжения у электроприемников в нормальном режиме работы сети (1.2) определяются;

а/ рабочие ответвления трансформаторов 10/0,38 кВ;

б/ допустимые потери напряжения в линиях 0,38 кВ;

в/ при необходимости - дополнительные средства, обеспечивающие требуемые уровни напряжения у электроприемников с наименьшими приведенными затратами.

Из всего множества электроприемников достаточно проверить максимальный уровень напряжения у ближайшего и минимальный у наиболее удаленного относительно шин 0,38 кВ электроприемника каждой потребительской подстанции.

2.4.5.    Отклонения напряжения у электроприемников в момент времени ’Y” пои отсутствии дополнительных средств регулирования в линии 10 кВ и в сетях 0,38 кВ определяются по формуле:

V» = Е_Я1 + E_t- a,AU_a - 4 (Д U, + AU_t)%    /2.4.1/

где E_t    -    постоянная    добавка    напряжения трансформатора 10/0,38 кВ,

%;

AU_a,AU_nAU_t - потери напряжения, соответственно, в линиях 10 кВ,

линий 0,38 кВ и трансформаторе 10/0,38 кВ при максимальной нагрузке, %; a_nd_t - коэффициенты нагрузки, соответственно, ЦП и подстанции 10/0,38 кВ.

По виду нагрузки подстанции 10/0,38 кВ разделены на подстанции с производственной нагрузкой, у которых

S

-™> 1,4    /2.4.2/

и подстанции со смешанной и коммунально-бытовой нагрузкой, в дальнейшем именуемые подстанции со смешанной нагрузкой, у которых условие (2.4.2) не выполняется.

Величины коэффициентов вив, при которых у электроприемников наблюдается максимальный либо минимальный уровни напряжения, определяются по таблицам приложения п.5.14 и п.5.15 в зависимости от вида нагрузки подстанции 35-110 кВ и 10 кВ и величины :

AU_C =1,25Д£- AU_a,%    /2.4.3/

Е_т=Е_я м -1,25ДЯ(1-а,),%    /2.4.4/

2.4.6.    Рабочее ответвление трансформатора 10/0,38 кВ подбирается таким образом, чтобы максимальный уровень напряжения у электроприемника был возможно ближе к максимально допустимому. При этом в формулу (2.4.1) подставляются: U_t = 0,E_mt определенный по формуле (2.4.4); коэффициенты а и в, соответствующие максимальному уровню напряжения..

2.4.8. Расчеты по определению рабочих ответвлений трансформаторов

10/0,38 кВ, допустимых потерь напряжения в пиниях 0,38 кВ, а также наибольшего и наименьшего уровней напряжения у электроприемников для каждой подстанции 10/0,38 кВ могут быть выполнены на ЭВМ. При расчетах на ЭВМ на печать выводятся значения Е₍ , Д£/, . Для машин типа "Мир"

разработана программа СЭП-УО-РР-3. Форма для подготовки исходных данных приводится в таблице 2.4.1.

Таблица 2.4.1

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЙ расчета уровней напряжения у электроприемников, питающихся от п/ст 35/10 кВ

Максимальный уровень напряжения на шинах 10 кВ ЦП ИМ_%

Диапазон регулирования напряжения на шинах 10 кВ ЦП ИР_%

Наибольший допустимый уровень напряжения у электроприемников

а/ со смешанной нагрузкой Р1 =_

б/ с производственной нагрузкой Р2=_

Номер ТП, с которой начинается расчет №_

Номер ТП, которой кончается расчет_

Номер ТП Пп	Вид нагрузки	Максимальные потери напряжения в линии 10 кВ до ТП
1	2	3

При отсутствии ЭВМ расчеты выполняются вручную (си. приложение 2).

2.4.9.    При выполнении техно-рабочего проекта линии 10 кВ уровни напряжения на ЦП принимаются по схемам развития сетей 10 кВ.

При отсутствии схемы развития электрических сетей 10 кВ РЭС, в состав которой входят проектируемые линии 10 кВ, либо при отличии расчетных нагрузок от принятых в упомянутой схеме следует предварительно рассчитать потери напряжения в линии 10 кВ и установить уровни напряжения на шинах 10 кВ ЦП в соответствии с п.2.3.9.

При проектировании отдельной линии 10 кВ и отсутствии данных о других линиях подстанции 35-110 кВ, допустимые потери напряжения принимаются в соответствии с (2.3.11).

2.4.10.    Минимальный уровень напряжения у электроприемников при резервировании по линиям 10 кВ определяется по формуле:

Vi = E_m+E_t + AU_eo-AU_la-AU_Ha %,    /2.4.6/

где AU_ea,AU_ta,AU_Ha— потери напряжения при расчетной нагрузке сетевого

резервирования, соответственно, в линии 10 кВ, трансформатора 10/0,38 и линии 0,38 кВ, %.

Значение Е_ш определяется в зависимости от коэффициента нагрузки резервирующей подстанции 35-110/10 кВ V;

а = 32S*Sei‘

где S    —    максимальная нагрузка резервирующей подстанции при

нормальном режиме работы сети, кВ А;

Spa ~~ расчетная нагрузка резервируемой линии в послеаварийном режиме, кВА.

При    aZl    Е_ш    =    Е_яаа,    /2.4.8/

я<1 Я„ = й_шшх-1,25М(1-а)%

&U_eo определяется по формуле (2.1.4) по расчетной схеме сетевого резервирования при нагрузке в соответствии с п.1.13.

Величина Е, в (2.4.6) принимается по результатам расчета нормального режима.

При отсутствии схем развития линий 10 кВ РЭС нагрузки в резервирующих линиях определяются в соответствии с "Методическими указаниями по разработке схем развития распределительных сетей 10 кВ сельскохозяйственного назначения района электрических сетей РЭС” и учитываются в расчетной схеме в соответствии с п. 1Л 3.

2.4.11. Рекомендуется начинать проверку выполнения условия (1.3) у алектроприемника, наиболее удаленного от шин 0,38 кВ резервируемой подстанции 10/0,38 кВ, присоединенной к наиболее удаленной от шин резервирующего ЦП точке магистрали. Если для указанного алектроприемника выполняется условие (1.3) без дополнительных средств, то оно, как правило, будет выполняться и для остальных электроприемников в рассматриваемой линии.

2.4Л2. Если условие (1.3) не выполняется, то применяются способы, предусмотренные п.1.16. В первую очередь производится уменьшение допустимых по условиям нормального режима потерь напряжения в линиях

0.38 кВ до рекомендуемых в п.1.9. Если это оказывается достаточным, то проверяется выполнение условия (1.3) для другой подстанции 10/0,38 кВ в соответствии с п.2.4.11, исключая уже просмотренную и т.д. При невозможности для всех подстанций 10/0,38 кВ обеспечить требуемые уровня напряжения у всех электроприемников указанным способом рассматриваются способы п.1.160, в,г и принимается вариант обеспечения условия (1.3) с минимальными приведенными затратами.

20

Оглавление

1.    ДИРЕКТИВНАЯ ЧАСТЬ ............................... 4

2.    МЕТОДИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ .............................. 8

2.1. Общие положения..............................8

2.2. УЧЕТ КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ И

РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ ПРИ СОСТАВЛЕНИИ СХЕМЫ ПЕРСПЕКТИВНОГО РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ

СЕТЕЙ СЕЛЬСКОХОЗЯЙСТВЕННОГО

НАЗНАЧЕНИЯ 35 - 110 кВ ОБЛАСТИ..............10

2.3.    УЧЁТ КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ И РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ ПРИ СОСТАВЛЕНИИ СХЕМ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ

СЕТЕЙ 10    кВ    РЭС.............................12

2.4.    УЧЕТ КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

И РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ТЕХНО-РАБОЧИХ ПРОЕКТОВ ЛИНИЙ 10 кВ......... 1.7

2.5.    УЧЕТ КОНДЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

И РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ТЕХНО-РАБОЧИХ ПРОЕКТОВ ЛИНИЙ 0,38 кВ........ 21

ПРИЛОЖЕНИЕ 1............. 22

ПРИЛОЖЕНИЕ 2.....................................38

ПРИЛОЖЕНИЕ 3.....................................51

ПРИЛОЖЕНИЕ 4.....................................53

Приложение 5.    Справочные таблицы и рисунки.......56

3

2.5. УЧЕТ КОНДЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ И РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ТЕХНО-РАБОЧИХ ПРОЕКТОВ ЛИНИЙ 0.38 кВ

2.5.1.    При выполнении техно-рабочих проектов линий 0,38 кВ рекомендуется следующий порядок расчета:

а/ уточняются места установки БК у потребителей в соответствии с рекомендациями п. 1.3;

б/ рассчитываются нагрузки в линиях 0,38 кВ и на трансформаторной подстанции, выбираются марки и сечения проводов;

в/ проверяется соответствие потерь напряжения в линии 0,38 кВ допустимым потерям, установленным в проекте линии 10 кВ, и, при необходимости, выбираются средства их обеспечения.

2.5.2.    Исходными данными для расчета являются:

а/ расчетные схемы линий 0,38 кВ с нанесенными значениями нагрузок; б/ рабочее ответвление трансформатора 10/0,38 кВ, допустимая потеря напряжения в линиях 0,38 кВ и суммарная мощность БК по данным технорабочего проекта линии 10 кВ.

2.5.3.    В сетях 0,38 кВ БК могут устанавливаться:

аI на вводе к потребителю либо в точках ответвлений линии 0,38 кВ и соответствии с таблицей п.5.13 либо по условиям

б„ =0,7*S_gsin<z>_g, квар,    /2.5.1/

если число часов работы потребителя Т£ 5000 час/год;

Q„ =0,4 -S_g sin <p_g, квар    /2.5.2/

для сезонных потребителей.

БК устанавливается, если Q„ £ 25 квар.

б/ на шинах 0,38 кВ ТП 10/0,38 кВ по условию

Q_H~Qg~0,33• , квар,    /2.5.3/

где Р_в,О_в — соответственно, активная, кВт, и реактивная, квар, нагрузки

о о

на минах 0,38 кВ подстанции в максимум реактивной нагрузки с учетом установки БК 0,38 кВ у потребителей.

Нагрузка и коэффициенты мощности с учетом установки БК определяются по формулам (2.1.1), (2.1.2) либо по номограммам (рис. п.5.2, п.5.3).

2.5.4.    При выполнении техно-рабочего проекта линий 0,38 кВ предполагается, что условия (1.2), (1.3) будут выполнены при

MJ_HlMJ_Hg-\U_m    /2.5 А!

где Д[/_и — потери напряжения в линии 0,38 кВ с учетом установки БК,

%;

Д U    — допустимые потери напряжения в линиях 0,38 кВ,

определяемые в техно-рабочем проекте линяй 10 кВ, %;

Ш_т    — потери напряжения от ввода до электроприемника,

принимаемые равными 0,5-1%.

При выполнении техно-рабочего проекта линий 0,38 кВ и отсутствии технорабочего проекта линий 10 кВ допустимые потери напряжения в линии 0,38 кВ

21

1. ДИРЕКТИВНАЯ ЧАСТЬ

1.1.    Основу настоящих "Указаний" (РТМ) составляют следующие действующие директивные документы: ГОСТ 13109-67 "Электрическая энергия. Нормы качества электрической энергии у ее приемников, присоединенных к электрическим сетям общего назначения", "Инструкция по применению изменений Ха 1 к п. 2.3. ГОСТ 13109-67", "Правила устройства электроустановок" (ПУЭ 1966) ; "Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей" (ПТЭ-1971); "Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей" (ПТБ-1971), "Временные указания по регулированию напряжения в электрических сетях" (1965г.), "Указания по компенсации реактивной мощности в распределительных сетях" (1974) "Методика определения оптимальной величины реактивной мощности, передаваемой в сеть потребителя" (РТМ-3470 1-76); "Нормы технологического проектирования электрических сетей сельскохозяйственного назначения и дизельных электростанций" (НТПС-73), "Временные указания по проектированию электроснабжения комплексов по производству продуктов животноводства на промышленной основе" (Москва, 1976 г.).

1.2.    В качестве источников реактивной мощности у потребителей и в электрических сетях сельскохозяйственного назначения (ЭССН) рекомендуются батареи конденсаторов поперечного включения (БК). Применение других источников реактивной мощности следует предусматривать, если приведенные затраты на их установку и эксплуатацию меньше затрат на БК.

1.3.    При проектировании сельскохозяйственных объектов мощность БК должна выбираться по условию обеспечения коэффициента мощности у потребителей не менее 0,95 в часы максимума реактивной нагрузки, или соотношение потребляемой из сети реактивной и активной мощностей не должно превышать 0,33 квар/кВт.

1.4.    Реактивная мощность, генерируемая БК, включая установленные с целью регулирования напряжения, в любой момент времени не должна превышать реактивную нагрузку трансформаторных подстанций 35-110 кВ и 10 кВ, к которым присоединяются БК. Ввод в эксплуатацию БК производится после достижения реактивной нагрузки не менее ступени мощности БК.

1.5.    БК рекомендуются, как правило, комплектные и отключаемые. Регулирование мощности БК производится по условию минимума потерь электроэнергии при ограничении максимального уровня напряжения. В качестве параметра регулирования принимается реактивный ток нагрузки. При комплектовании БК 0,38 из нескольких комплектных конденсаторных установок рекомендуется соотношение мощностей отдельных установок принимать близким к 1:2 иди 1:2:4.

1.6.    Параметры электрических сетей должны быть проверены на соответствие нормированным отклонениям напряжения у электроприемников

Отклонение напряжения от номинального (V)

у _ Ч.—Чм. ₌ юо%

и_н

где U    —    фактическое    напряжение в точке сети, кВ;

U_H — номинальное напряжение в точке сети, кВ;

/1.2/

— отклонения напряжения у алектроприемника в произвольно

выбранный момент времени t, %;

^— допустимые отклонения напряжения у электроприемников,

соответственно, положительное и отрицательное принимается по п.1.7.

1.7.    При проектировании электрических сетей сельскохозяйственного назначения отклонения напряжения от номинального обеспечиваются:

а/ на зажимах электроприемников животноводческих комплексов, птицефабрик и крупных ферм в пределах от минус 5% до плюс 5%.;

б/ у остальных электроприемников в прадедах от минус 7,5% до плюс 7,5%. При необходимости обеспечения более высокого качества напряжении у электроприемников выбор требуемых средств производился при разработке проектов внутреннего электроснабжения потребителей.

1.8.    Основные средством обеспечения нормированных отклонений напряжения является установка трансформатора 35-110/10^х кВ с автоматическим регулированием напряжения под нагрузкой /АРПН/. На всех подстанциях 35-110 кВ при проектировании должны предусматриваться трансформаторы с АРПН либо устройства, их заменяющие. Отказ от применения трансформаторов с АРПН требует специального обоснования.

1.9.    В качестве, дополнительных средств обеспечения нормированных уровней напряжения рекомендуется:

а/ установка конденсаторов поперечного включения;

б/ увеличение сечений проводов на отдельных участках линий электропередачи;

в/ установка линейных регулировочных автотрансформаторов в.линии 10кВ .

Применение дополнительных способов обеспечения нормированных уровней напряжения у электроприемников допускается только в случае, если при применении АРПН в центре питания (ЦП) расчетные потери напряжения в существующих или проектируемых линиях, в которых сечения проводов выбраны по экономическим интервалам, превышают допустимые. При отсутствии данных допустимые потери напряжения в линиях 0,38 кВ

^х Для упрощения изложения электрические сети 6,10,20 кВ в дальнейшем условно называются сетями 10 кВ. Пси отсутствии оговорок рекомендации и обозначения, касающиеся сетей 10 кВ, относятся и к сетям 6, 20 кВ ^ При выполнении техно-рабочих проектов использование линейных регулировочных автотрансформаторов следует предусматривать после подтверждения их выпуска промышленностью.

5

принимаются 8% для коммунально-бытовых и 6,5% для производственных потребителей.

1.10.    Линейные регулировочные автотрансформаторы следует устанавливать в начале распределительной линии 10 кВ сельскохозяйственного назначения при присоединении к ЦП, уровень напряжения которого определяется нагрузками, график которых отличается от графиков сельскохозяйственных нагрузок, например, присоединение к тяговым и промышленным подстанциям. Установку линейных регулировочных автотрансформаторов следует рассматривать в качестве возможного варианта увеличения пропускной способности существующих линий, если регулирования напряжения на ЦП недостаточно.

1.11.    Максимальный уровень напряжения рекомендуется принимать выше номинального напряжения сети на более чем:

а/ на 10% - на шинах 10 кВ ЦП; .

б/ на 7,5%- на шинах 0,38 кВ потребительской подстанции 10 кВ.

1.12.    В послеаварийных режимах, а также при планово-предупредительных ремонтах длительностью не более суток, допускается дополнительное понижение напряжения на 5% относительно п. 1.7.

1.13.    Проверку уровней напряжения у электроприемников в послеаварийном режиме, при отсутствии других обоснованных данных, рекомендуется производить пни расчетной нагрузке во всех элементах сети, равной относительно максимальной по условиям нормального режима:

а/ 100% - для потребителей I категории;

б/ 70% - для остальных потребителей.

1.14.    При отсутствии дополнительных устройств, создающих добавку напряжения в послеаварийном режиме, при сетевом резервировании достаточно проверить только минимальный уровень напряжения.

***^1,п*    /1-3/

где V_dim - допустимый уровень напряжения алектроприемника, определяемый в соответствии с пп. 1.7 и 1.12.

1.15.    В магистральной части взаиморезервируемых линий не рекомендуется использовать стальные провода. Сечение провода перемычки между резервируемыми линиями рекомендуется принимать таким же, как наименьшее сечение провода на участках магистрали.

1.16.    Пои невыполнении условия (1.3) рекомендуются следующие способы обеспечения уровней напряжения при сетевом резервировании по линиям 10 кВ:

а/ уменьшение допустимых по условиям нормального режима потерь напряжения в линиях 0,38 кВ, если они превышают указанные в п. 1.9;

б/ отказ от резервирования некоторых потребителей, у которых нормированный уровень надежности обеспечивается без сетевого резервирования, или резервирование рассматриваемой линии от двух резервирующих линий;

в/ увеличение сечений проводов магистральных участков линий;

г/ установка дополнительных устройств (линейных регулировочных автотрансформаторов и 1>К поперечного и продольного включения).

6

При выборе средств обеспечения уровней напряжения при сетевом резервировании следует учитывать ограничения, накладываемые релейной защитой.

Регулировочные ответвления потребительских трансформаторов и закон регулирования напряжения на ЦП, установленные по условиям работы сети в нормальном режиме, не следует изменять с целью корректировки напряжения при сетевом резервировании.

1.17. Если условие (1.3) не выполняется для электроприемников резервирующей * линии 10 кВ, то использование п.1.16 г исключается. Если условие (1.3) не выполняется только для электроприемников резервируемой линии, то проверяется техническая возможность установки дополнительного устройства по условиям:

Vg 1 ба ^ Pg ^    161 '    /1-4/

^glin ⁼^ol6i    f    /1.5/

где V_gUn - требуемая добавка напряжения, %;

У^_ип - наименьший из возможных уровней напряжения у электроприемников резервируемой линии, %;

V_gm ~ максимально допустимая добавка напряжения

дополнительного устройства устанавливается по максимально допустимому уровне напряжения у электроприемника, ближайшего к месту установки дополнительного устройства, %.

Если условия (1.4) не выполняется, то только дополнительного устройства недостаточно для обеспечения нормированных отклонений напряжения в послеаварийном режиме.

^х Понятия резервирующая и резервируемая линия иллюстрируются на рисунке: pexpdqpyrtataa ломю ЛёР    реэврбирдет*    литм

наорабмние питания 6 поояетариинон ретне

2. МЕТОДИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 2.1. Обшиелоложения 2.1.1. Расчетная нагрузка (Sk) и коэффициент мощности узлов с учетом БК

(COS(Z>t). I к» + ( к у q-ILpq* К М J /2 1.1/ cos <рк - - 1 р /2.1.2/ где Р, Q - расчетная нагрузка, соответственно, реактивная (квар) без установка БК; активная (кВт) и а - установленная мощность БК, питаемых через р рассматриваемый элемент сети, квар; - коэффициент участия БК в режиме расчетной нагрузки.

При расчете нагрузки в точке установки БК для дневного максимума принимается /? = 1, для вечернего максимума р принимается из условия недопустимости перекомпенсации на шинах высшего напряжения подстанции 35-110 либо 10 кВ. Расчет по (2.1.1) можно производить по номограмме рис. п.

5.2, п. 5.3.

При отсутствии точных данных можно принять коэффициент участия БК 0,38 кВ в режиме дневного максимума (р_а) подстанции 35-110 кВ - 0,62, подстанции

о

10 кВ -0,9, в режиме вечернего максимума (ДД

/?, = /?&    /2.1.3/

где Qa>Q_g ~ расчетная реактивная нагрузка без учета БК, соответственно, в вечерний и дневной максимумы нагрузок, квар.

2.1.2. Потери напряжения на участке линии (ДU)

bU = a{PR + QX)_t%    /2.1.4/

где Р, Q - соответственно, активная кВт и реактивная квар, нагрузки, передаваемые по участку линии;

R    - активное сопротивление участка. Ом;

X    - реактивное сопротивление участка. Ом;

а    - коэффициент, зависящий от номинального напряжения и

числа фаз линии электропередачи,

елА

Напряжение линии электропередачи	110 кВ	35 кВ	20 кВ	10 кВ	6,0 кВ	0,38 кВ
						ЗФ	2 Ф	1 Ф
а	8,264-10-6	8,163-10'5	2,5-10"4	НО'3	2,78-10'3	0,693	1,79	4,13