Математическое моделирование используется для того, чтобы избежать порчи элементов при ошибке и их замены, а также снизить сло - файл

приобрести
скачать (371.7 kb.)





Содержание

Введение…………………………………………………………………………3



  1. Данные для курсовой работы…………….……………………………….4

  2. Составление эквивалентной схемы замещения районной сети 110 кВ……………………………………………………………………………..6

  3. Определение параметров эквивалентной схемы замещения районной сети……………………………………………………………………………9

  4. Нахождение потокораспределения в районной сети в нормальном режиме……………………………………………………………………….15

    1. Определение расчетных нагрузок подстанции на сеть………………….15

    2. Нахождение потокораспределния в районной сети……………………..18

    3. Определение расчетных нагрузок подстанций на сеть ( )………....21

    4. Нахождение потокораспределения в районной сети(S25)…………….23

  5. Определение потерь напряжения в различных звеньях и напряжений в различных точках сети…………………………………………………….27

  6. Регулирование напряжения. Подбор регулировочных ответвлений на трансформаторах с РПН……………………………………………………31

    1. Регулирование напряжения на первом трансформаторе расчетной подстанции………………………………………………………………31

    2. Регулирование напряжения на втором трансформаторе расчетной подстанции………………………………………………………………34

  7. Расчет послеаварийных режимов районной сети………………………..35

    1. Расчет послеаварийных режимов районной сети (S100)…………………35

    2. Расчет послеаварийных режимов районной сети (S25)………………….36

    3. Регулирование напряжения на трансформаторе расчетной подстанции………………………………………………………………37

  8. Электрический расчет распределительной сети 10 кВ с двусторонним питанием…………………………………………………………………….39

    1. Определение допустимой потери напряжения в распределительной сети……………………………………………………………………….39

    2. Определение сечений проводов ВЛ 10 кВ по условиям экономичности………………………………………………………….43

  9. Технико-экономическая часть…………………………………………....48

    1. Определение основных капитальных затрат на сооружения воздушных линий 10 кВ по укрупненным показателям ……………..48

    2. Определение ежедневных эксплуатационных издержек……………..48

    3. Определение себестоимости передачи 1 электроэнергии по распределительной сети …………………………………………….….50

Список литературы…………………………………………………………….51

Введение


Электрическая сеть - совокупность устройств, служащих для передачи и распределения электроэнергии от ее источников к электроприёмникам. Электрические сети общего назначения, по которым передается и распределяется около 98% всей вырабатываемой электроэнергии, объединяют электростанции и потре­бителей электроэнергии в электрические системы, а также системы между собой посредством воздушных и кабельных линий электропередачи (ЛЭП). Электриче­ские сети обеспечивают надёжное централизованное электроснабжение террито­риально рассредоточенных потребителей при требуемом качестве электроэнергии и высоких экономических показателях.

Электрические сети можно классифицировать по ряду признаков. Так, по назначению различают: питающие и распределительные сети, служащие соответственно для передачи и распределения электрической энергии от узловых под­станций до электроприёмников (городских, промышленных, с.-х. и других потребителей). В зависимости от напряжения электрические сети делят на две группы: до 1 кВ и выше 1 кВ. Кроме того, различают электрические сети по роду тока — сети переменного и постоянного тока, по исполнению — воздушные и кабельные сети: по конфигурации — кольцевые и радиальные; по режиму нормальной работы — разомкнутые и замкнутые и т. д. Кроме линий электропередачи, в состав электрических сетей входят электрические подстанции для преобразования, рас­пределения электроэнергии и управления режимом работы сети (повышения и понижения напряжения, преобразования трёхфазного переменного тока в посто­янный и наоборот, изменения числа отходящих линий по сравнению с числом подходящих и т. д.). Понижение (или повышение) напряжения происходит обыч­но несколькими ступенями. Каждой ступени напряжения соответствует своя сеть линий электропередачи и электрических подстанций, через которые электриче­ская энергия поступает в сеть следующей ступени напряжения. Электрические сети получаются как бы многоярусными, состоящими из ряда взаимосвязанных сетей различного напряжения.



  1. Данные для курсовой работы

Вариант 26

Схема 2


Рисунок 1 – Исходная расчетная схема сети

Исходные данные:

Параметры элементов электрической сети к расчету исходной схемы:



Марки проводов ВЛ 110 кВ длины линейных участков, км:



Желаемый уровень напряжения на шинах 10 кВ расчетной п/ст 3, кВ:



Тип трансформатора и его номинальная мощность, кВА:

п/ст1=ТМ/6300/110

Sном=6,3 тыс.КВА UВН=115 кВ UНН=11кВ ∆Рх=17,5 кВт ∆Рк=50 кВт Uк=10,5% Iх=1%

п/ст2=ТДТН/10000/110

Sном=10 тыс.КВА UВН=115 кВ UНН=11кВ UСН=38,5кВ ∆Рх=17 кВт

∆Рк=76 кВт Uк,%: ВН-СН=10,5% ВН-НН=17% СН-НН=6%

Iх=1%


п/ст3=ТДН/10000/110

Sном=10 тыс.КВА UВН=115 кВ UНН=11кВ ∆Рх=18 кВт ∆Рк=85 кВт Uк=10,5% Iх=0,9%

Параметры проводов:

АС150/50: в0=2,85 *10-6 Cм/км х0=0,401 Ом/км r0=0.195 Ом/км

Таблица 1 – Параметры электрических нагрузок сети 110 кВ

Электрические нагрузки сети 110 кВ в максимальном (100%) режиме, т.кВ















-

7+j3

6+j2

7+j4

5+j2

4+j2

12+j5

Таблица 2 – Параметры распределительной сети 10 кВ



Распределительная воздушная сеть 10кВ

Электрические нагрузки в макс (100%) режиме, кВА

Длины линейных участков, км















L7-8

L8-9

L9-10

L7-11

L11-12

L12-13

L10-13

170

230

100

200

200

100

0.91

5

6

5

5

6

5

1

  1. Составление эквивалентной схемы замещения районной сети 110 кВ

В соответствии с исходной расчетной схемой сети, составляется исходная схема замещения ее для одной фазы всех цепей (линий) и трансформаторов. При этом линии представляются П-образной, а двухобмоточные трансформаторы Г-образной схемой замещения. Трехобмоточные трансформаторы представляются схемой замещения в виде эквивалентной звезды. Как для двухобмоточных, так и для трехобмоточных трансформаторов проводимости считают включенными в начале обмоток первых по направлению мощностей. Для понизительных трансформаторов такой обмоткой является обмотка высшего напряжения (ВН). При расчете ВЛ класса напряжения 110 кВ активной проводимостью пренебрегают. При расчетах и анализах электрических сетей обычно проводимости трансформатора заменяют нагрузкой в этих проводимостях, равной мощности холостого хода трансформатора.

Рисунок 2 – Схема замещения районной сети 110 кВ


Рисунок 3 –Эквивалентная схема замещения районной сети 110 кВ

  1. Определение параметров эквивалентной схемы замещения районной сети

Для воздушных линий электропередач необходимо определить активные R и индуктивные Х сопротивления и емкостные проводимости В [2,3,4]. Сначала, пользуясь руководствами [2,3,4,5], определим погонные параметры для одной фазы одного километра одной цепи (в0, Ом/км х0, Ом/км r0, Ом/км – соответственно погонные активное и индуктивное сопротивления, емкостная проводимость), а затем – для одной фазы эквивалентной схемы замещения:

R=r0L, X=x0L, B=b0L (4),

где L – длина линии, км.

Параметры схемы замещения линии:























Зарядные мощности линий электропередачи QВ допустимо определять по номинальному напряжению линии UН, т.е. , при UH – в кВ, В – в См, QB – в Мвар









Параметры схемы замещение силовых трансформаторов определяют, зная основные технические данные этих трансформаторов (номинальное напряжение обмоток высшего, среднего и низшего напряжения - UВН, UСН, UНН, потери холостого хода - ∆Рх и короткого замыкания - ∆Рк, напряжения короткого замыкания - Uк, ток холостого хода – Iх), которые могут быть найдены по данным ГОСТов на конкретные трансформаторы или по справочным материалам [2,3,4,5,12].

Сопротивления обмоток трансформаторов рекомендуется определять, приведя их к номинальному напряжению обмотки высшего напряжения (ВН). Активное сопротивление эквивалентной схемы замещения двухобмоточного трансформатора приведенное к номинальному напряжению стороны ВН, выразится следующим образом:

(5),

Где ∆Рк – потери короткого замыкания, кВт;

Uн – высшее номинальное напряжение, кВ;

Sн – номинальная мощность, кВА.

Индуктивное сопротивление

(6),

Где, Ur – реактивное падение напряжения в обмотках трансформатора, %.

В трансформаторах мощностью 1000 кВА и выше можно принять, что Ur,%= Uк,%, так как в этих трансформаторах ХТ>RT. Мощность холостого хода трансформатора, т.е. нагрузка в его проводимостях ∆Sст определяется по выражению:

∆Sст=∆Рст+j∆Qст (7),

Где ∆Рст – потери активной мощности в стали трансформатора, которые принимаются равными потерям холостого хода трансформатора ∆Рх;

∆Qст – мощность намагничивающая сталь;



(8).

На п/ст №1 установлены 2 трансформатора ТМН/6300/110.

На п/ст №3 установлены 2 трансформатора ТДН/10000/110.

Активные сопротивления лучей звезды в схеме замещения трехобмоточного трансформатора находятся по общему активному сопротивлению трансформатора:



(9),

Где - максимальные потери короткого замыкания для одной из пар обмоток (ВН – СН или ВН – НН), кВт;



- высшее номинальное напряжение, кВ;

- номинальная мощность, кВА.

При соотношении (10)

Индуктивные сопротивления определяются как

(11)

Где U1к, U, U – напряжения короткого замыкания в лучах схемы замещения (обмоток ВН, СН, НН трехобмоточного трансформатора), %



(12)

Где Uк1-2, Uк2-3, Uк1-3 – напряжения короткого замыкания между соответствующими парами обмоток, %.



При двух параллельно работающих трансформаторах параметры эквивалентной схемы замещения по сравнению со схемой замещения для одного трансформатора составят:



(13)
















Рисунок 14 –Эквивалентная схема замещения районной сети 110 кВ

  1. Нахождение потокораспределения в районной сети в нормальном режиме

Расчет потокораспределения в районной сети проводится для максимального (100%) и минимального (25%) нормальных режимов нагрузки. В приложениях методических указаний к курсовой работе по дисциплине «Электрические сети и системы» нагрузки даны в максимальном (100%) режиме. При этом нагрузка в i-товой точке сети в минимальном режиме составит

(15)

Где - максимальная нагрузка в i-товой точке. При этом принимается, что . Время использования максимума нагрузки при .




    1. Определение расчетных нагрузок подстанции на сеть

Для упрощения расчетов и анализа электрических сетей все заданные нагрузки подстанции на сторонах высшего напряжения SНН и среднего напряжения SСН приводят к стороне высшего (расчетного) напряжения. При этом номинальные сетевые напряжения (номинальные напряжения линий) в соответствующих узлах расчетных исходных схем приняты следующие:

Узел (система)

Номинальное сетевое напряжение, кВ

1,3,6

110

2,5,7

10

4

35

С

110

Общая нагрузка на шине НН Т3:

S.=1000кВА=1тыс.КВА

cosφ=0.91 sinφ=0.415



=0.91+j0.415 тыс.КВА

Электрическая нагрузка на шинах 10кВ (шины НН, т. 7)

S’7 = P7+jQ7 = 12.91+j5.41 тыс.КВА


  1. Расчет подстанции №1 с одним двухобмоточным трансформатором.

S2 = P2 + jQ2 = 7 + j3 тыс.КВА

Потери активной и индуктивной мощности в обмотках трансформатора:



(16)

Нагрузка подстанции №1, приведенная к стороне высшего напряжения 110 кВ (мощность, поступающая в обмотки ВН трансформаторов):



(17)



  1. Расчет подстанции №2 с двумя трехобмоточными трансформаторами.

S5 = P5 + jQ5 = 5 + j2 МВА

Потери активной и индуктивной мощности в обмотках трансформатора:



Нагрузка подстанции №2, приведенная к стороне высшего напряжения 110 кВ (мощность, поступающая в обмотки ВН трансформаторов):



S4 = P4 + jQ4 = 7 + j4 тыс.КВА












  1. Расчет подстанции №3 с двумя двухобмоточными трансформаторами:

S’7 = P’7 + jQ'7 = 12.91 + j5.41 тыс.КВА







    1. Нахождение потокораспределния в районной сети

Рисунок 17 – Расчетная схема для определения потокораспределения ( )

По полученной расчетной схеме сети в начале находят предварительное потокораспределение без учета потерь мощности в сопротивлениях участков линий. Для этого необходимо определить мощности, вытекающие из пунктов питания, т.е. мощности на головных участках линий с двусторонним питанием по формулам:

(18)

Где А и В – условные обозначения источников питания;

UA и UB – напряжения источников питания;

Si – расчетная нагрузка в i-товой точке;

ZiA,ZiB – комплексы полного сопротивления участков линии от i-товой точки приложения нагрузки соответственно для противоположного источника питания А и В.

ZAB – комплекс полного сопротивления линии, соединяющей источники питания А и В.

Принято, что напряжения источников питания UA , UB и UН совпадают по фазе, но могут быть не равны по величине. Если напряжения источников питания равны по величине и совпадают по фазе, то первые члены данных уравнений, представляющие собой уравнительную мощность, обращаются в ноль. В однородных линиях, т.е. в линиях с одинаковым соотношение z0/x0 на всех участках и равенствах напряжений UA и UB формулы (3.5) упрощаются:

(19)

Где LiA, LiВ – суммарные длины участков линии от i-товой точки приложения нагрузки соответственно до противоположного источника питания А или В;

LАВ – суммарная длина линии, соединяющей источники типа питания А и В.

После определения SA и SB, пользуясь первым законом Кирхгофа, находят без учета потерь мощности предварительное потокораспределение и точки потокораздела активных и реактивных мощностей. В частном случае точки потокораздела активных и реактивных мощностей могут совпадать. Затем находят окончательное потокораспределение с учетом потерь мощности в сопротивлениях участков линий. При этом расчет ведут от точки раздела к источникам питания. В тех случаях, когда точки потокораздела активной и реактивной мощностей не совпадают, расчет приходится производить дважды, т.е. например, сначала от точки раздела активных мощностей, а затем реактивных, или наоборот. Потери активной и реактивной мощности по участкам сети находят по формулам:



(20)

Где РЛ и QЛ – активная и реактивная мощности участка линии;

RЛ и ХЛ – активное и индуктивное сопротивления участка линии;

UН – номинальное напряжение линии.

Расчет потокораспределения производится для максимального (100%) и минимального (25%) режимов нагрузки.

Проверка: SA+SB=14.7765+17.426+j(6.002+7.319) тыс.КBA=32.2025+j13.321

S1p+S3p+S6p=7.0749+12.09089+13.037+j(2.103+6.15+5.06766)=32.2027+j13.321тыс.КBA

SA+SB= S1p+S3p+S6p → тождество выполняется.

После определения SA и SB, пользуясь первым законом Кирхгофа, находим без учета потерь мощности предварительное потокораспределение.

Рисунок 21 – Предварительное потокораспределение в районной сети ( )



Затем находим окончательное потокораспределение с учетом потерь мощности в сопротивлениях участков. Потери активной мощности ∆РЛ и реактивной ∆QЛ мощности по участкам сети находим по формулам:




















Рисунок 22 – Окончательное потокораспределение в районной сети ( )




    1. Определение расчетных нагрузок подстанций на сеть ( )

Расчет подстанции №1 с одним двухобмоточным трансформатором.

S2 = P2 + jQ2 = 1,75 + j0,75 тыс.КВА

Потери активной и индуктивной мощности в обмотках трансформатора:

Нагрузка подстанции №1, приведенная к стороне высшего напряжения 110 кВ (мощность, поступающая в обмотки ВН трансформаторов):





Расчет подстанции №2 с двумя трехобмоточными трансформаторами.

S5 = P5 + jQ5 = 1,25 + j0,5 тыс.КВА

Потери активной и индуктивной мощности в обмотках трансформатора:



Нагрузка подстанции №2, приведенная к стороне высшего напряжения 110 кВ (мощность, поступающая в обмотки ВН трансформаторов):



S4 = P4 + jQ4 = 1,75 + j1 тыс.КВА









Расчет подстанции №3 с двумя двухобмоточными трансформаторами:

S’7 = P’7 + jQ'7 = 3.2275+j1.3525 ВА







    1. Нахождение потокораспределения в районной сети(S25)

В однородных линиях, т.е. в линиях с одинаковым отношением zo/xo на всех участках и равенствах напряжений UA и UB расчет производим по формулам:

Рисунок 23 – Расчетная схема для определения потокораспределения(S25)



Проверка: SA+SB=3.718+4.501+j (0.657+0.531)=8.119 +j1.188 тыс.КBA

S1p+S3p+S6p=1.78749+3.0373+3.269+j(0.642+0.3964+0.0458)=8.099+j1.17тыс.КBA

SA+SB= S1p+S3p+S6p → тождество выполняется.

После определения SA и SB, пользуясь первым законом Кирхгофа, находим без учета потерь мощности предварительное потокораспределение.

Рисунок 24 – Предварительное потокораспределение в районной сети (S25)

Затем находим окончательное потокораспределение с учетом потерь мощности в сопротивлениях участков. Потери активной мощности ∆РЛ и реактивной ∆QЛ мощности по участкам сети находим по формулам:


















Рисунок 25 – Окончательное потокораспределение в районной сети ( )



  1. Определение потерь напряжения в различных звеньях и напряжений в различных точках сети

Определяются потери напряжения на всех участках воздушных линий и напряжения на шинах ВН всех подстанций. Для районной расчетной подстанции, питающей заданную распределительную сеть, определяются потери напряжения в трансформаторах и напряжения на шинах вторичного напряжения подстанции. Расчет производится для максимального (100%) и минимального (25%) режимов нагрузки. В этой стадии расчета напряжения на шинах вторичного напряжения подстанции (шины 10 кВ) получаются приведенными к номинальному напряжения обмоток высшего напряжения трансформаторов U100’ и U25’. Исходными данными для расчетов являются уровни напряжения на шинах питающих систем и результаты расчетов окончательного потокораспределения. Расчет потерь напряжения в различных звеньях сети и напряжений в заданных точках ее производится по данным “начала” звена, т.е. от источников (источника) питания по направлению к нагрузкам. При этом потеря напряжения, которая может быть приравнена продольной составляющей падения напряжения, определяется по формулам:

в линии , кВ (26)

в трансформаторе , кВ (27)

где , – активная и реактивная мощности в начале линейного участка воздушной линии, тыс.КВт, тыс.Квар;



, - активная и реактивная приведенные нагрузки трансформатора(мощность, поступающая в обмотку ВН трансформатора) тыс.КВт, тыс.Квар;

U – фактическое напряжение соответствующего звена сети, кВ;



– активные и индуктивные сопротивления соответственно линии и трансформатора, Ом.

При более точных расчетах учитывается поперечная составляющая падения напряжения δU и расчет потери напряжения обычно производят по формулам:

в линии (28)

в трансформаторе  (29)

При этом δUЛ и δUТ определяются по формулам:

в линии (30)

в трансформаторе  (31)

Потери напряжения в линии 100% режим






Потери напряжения в трансформаторах 100% режим

Коэффициент трансформации трансформатора





Напряжение на шинах НН



Потери напряжения в линии 25% режим






Потери напряжения в трансформаторах 25% режим

Коэффициент трансформации трансформатора



Напряжение на шинах НН





  1. Регулирование напряжения. Подбор регулировочных ответвлений на трансформаторах с РПН.

Предполагается, что на расчетной подстанции устанавливаются трансформаторы, регулируемые под нагрузкой, т. е. трансформаторы с РПН. На расчетных подстанциях во всех вариантах эти трансформаторы двухобмоточные. Необходимо подобрать необходимые регулировочные ответвления, которые бы обеспечили желаемый уровень вторичного напряжения на расчетной подстанции.

Введем обозначения:



 - напряжение на шинах НН трансформатора при максимальном (100%) и минимальном (25%) режимах нагрузки, приведенные к шинам ВН;

- желаемые уровни напряжения на шинах НН при максимальном (100%) и минимальном (25%) режимах нагрузки;

- коэффициенты трансформации при максимальном и минимальном режимах нагрузки, соответствующие желаемым уровням напряжения на шинах НН подстанции.

    1. Регулирование напряжения на первом трансформаторе расчетной подстанции.

Желаемые коэффициенты трансформации определяются по выражениям:

(32)





Затем необходимо определить стандартные коэффициенты трансформации , соответствующие принятым регулировочным ответвлениям, используя формулу:



(33)

,где n- коэффициент трансформации, изменяющийся в зависимости от величины и знака ;

N-число регулировочных ответвлений по одну сторону от основного вывода;

- напряжение одной регулировочной ступени в % от номинального напряжения обмотки ВН;

- номинальное напряжение обмотки HH.

Следует отметить, что диапазоны и ступени регулирования РПН зависят от класса напряжения и мощности трансформаторов и определяются по каталожным данным трансформаторов или соответствующим данным, имеющимся в стандартах.

Регулировочные ответвления для ТДН-10000/110

Выберем число регулировочных ответвлений, обеспечивающее наиболее близкий к желаемому коэффициент трансформации в режиме S100

N=1:

N=-1:


N=2:


Выбираем ответвление



Ввиду того, что желаемые коэффициенты трансформации будут несколько отличаться от стандартных, следует определить действительный уровень напряжения на шинах НН расчетной подстанции:

(34)

Выберем число регулировочных ответвлений, обеспечивающее наиболее близкий к желаемому коэффициент трансформации в режиме S25

N=+2:

N=+3:


Выбираем ответвление

Действительный уровень напряжения на шинах НН расчетной подстанции:

(35)

Отклонения напряжений на шинах НН:





(36)



    1. Регулирование напряжения на втором трансформаторе расчетной подстанции.

Желаемые коэффициенты трансформации:





Выберем число регулировочных ответвлений, обеспечивающее наиболее близкий к желаемому коэффициент трансформации в режиме S100

N=+2:

Выбираем ответвление



Выберем число регулировочных ответвлений, обеспечивающее наиболее близкий к желаемому коэффициент трансформации в режиме S25

N=+2:

Выбираем ответвление



Отклонения напряжений на шинах НН:





  1. Расчет послеаварийных режимов районной сети.

Рассматриваются наиболее тяжелые послеаварийные режимы при максимальных нагрузках применительно в расчетной подстанции. Такие могут появиться в результате отключения системы С-В. В послеаварийных режимах питание всех нагрузок будет проходить во всех случаях с одной стороны. Если указанный выше элемент схемы вышел из строя, находят потокораспределение в сети в послеаварийном режиме как в сети с односторонним питанием. Затем определяют потери напряжения и напряжения в расчетных точках сети и на шинах низшего напряжения (шины10 кВ) расчетной подстанции. Расчет потерь напряжения в различных элементах сети ведется от источника питания в сторону нагрузок. Проверяется режим работы регуляторов напряжения трансформаторов с РПН расчетной подстанции в послеаварийном режиме.

    1. Расчет послеаварийных режимов районной сети (S100)

Расчет в режиме S100:

Предварительное потокораспределение



Рисунок 37 – Предварительное потокораспределение в ПАР (S100) районной сети

Определим потери напряжения в линии по участкам в 100% режиме.



Определим потери напряжения в трансформаторе расчетной подстанции в 100% режиме.





    1. Расчет послеаварийных режимов районной сети (S25)

Расчет в режиме S25:

Предварительное потокораспределение



Рисунок 38 – Предварительное потокораспределение в ПАР (S25) районной сети

Определим потери напряжения в линии по участкам в 25% режиме.



Определим потери напряжения в трансформаторе расчетной подстанции в 25% режиме.





    1. Регулирование напряжения на трансформаторе расчетной подстанции.

U100’=109,1кВ U25’=114,17кВ



Регулировочные ответвления для ТДН-10000/110

Выберем число регулировочных ответвлений, обеспечивающее наиболее близкий к желаемому коэффициент трансформации в режиме S100

N=+1:


Выбираем ответвление 



Выберем число регулировочных ответвлений, обеспечивающее наиболее близкий к желаемому коэффициент трансформации в режиме S25


N=+1:

N=+2:


Выбираем ответвление 



Отклонения напряжений на шинах НН:









  1. Электрический расчет распределительной сети 10 кВ с двусторонним питанием

Электрический расчет распределительной сети сводится к выбору марки и сечения проводов и проверке их по допустимым потерям напряжения и по допустимому нагреву.


    1. Определение допустимой потери напряжения в распределительной сети

Таблица 8.1. – Расчет сети на отклонение напряжения

Элементы сети

Условные обозначения

Ближайший ТП

Удаленный ТП

Нагрузка, %

100

25

100

25

Шины 10 кВ расчетной п/ст

δUш-10

+5

+4,9

+5

+4,9

Распределительная сеть 10 кВ

ΔU10

0

0

-3,9

-0,98

Трансформатор ТМ 10/0,4

Постоянная надбавка

δUт-

+5

+5

+5

+5

Потери напряжения

ΔUт

-5

-1,25

-4.5

-1.13

Надбавка за счет ответвлений

δU

-5

-5

-5

-5

Итого на шинах 0,4 кВ




0

+3,65

-3,4

+2,79

Сеть 0,38 кВ

всего

ΔU0,38

-5

0

-3

0

В том числе: наружные сети




-3

0

-1

0

Внутренние сети




-2

0

-2

-0

Отклонения напряжения у потребителя

δUфак

-3

4,55

-4,8

4,55

Допустимое отклонение напряжение у потребителя

δUдоп

-5

+5

-5

+5

Для определения допустимой потери напряжения в распределительной сети составляется таблица 7.1 – таблица отклонений напряжения для удаленной и ближайшей ТП с использованием наиболее благоприятных надбавок трансформаторов ТМ10/0.4, установленных на ТП. Исходными данными для составления таблицы являются уровни напряжения на шинах 10 кВ расчетной подстанции, соответствующее выбранным коэффициентам трансформации (п.5), и допустимые отклонения напряжения на зажимах потребителей, указанные в ГОСТе 13109-67.

При произведении расчетов рекомендуется использовать формулу

(39)

,где - отклонение напряжения в любой точке сети, в том числе на зажимах потребителей, %



напряжений, создаваемых источниками питания и регулирующими устройствами, которые расположены в цепи между источниками питания и данной точкой, %



до данной точки, %

n- число последовательно выключенных линейных участков сети.

Предлагается, что в общем случае на ТП применяются трансформаторы ТМ 10/0.4 кВ ПБВ. Коэффициент трансформации



(40).





Выбираем трансформаторы:

ТМ-1000/10Т: S=1000кВА, ∆PK=12,2кВт, UK=5,6%, kз=0,8, cosφ=0,82












Учебный материал
© nashaucheba.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации