2.2 Расчёт потерь мощности в трансформаторах

Потери активной мощности в трансформаторах, кВт:

, (2.7)

Потери реактивной мощности, кВар:

, (2.8)

где n - количество установленных трансформаторов;

Р_х.х, Р_к – потери холостого хода и короткого замыкания, кВт;

I_х.х – ток холостого хода, %;

u_к.з – напряжение короткого замыкания трансформатора, %;

S_тр – мощность нагрузки трансформаторной подстанции, кВА;

S_н.тр – номинальная мощность трансформатора, кВА.

После подстановки численных значений получим:

Таблица 2 - Результаты расчета потерь активной и реактивной мощности в трансформаторах.

Наименование присоединения	Тип трансформатора	Потери активной мощности, кВт	Потери реактивной мощности, квар
ТП1	ТМ-320/10	5,5	15,2
ТП2	ТМ-250/10	3,1	12,5
ТП3	ТМ-320/10	12,5	37,3

3 Электрический расчет сети напряжением 10 кВ

3.1 Электрический расчет схемы одностороннего питания сети напряжением 10 кВ

Одиночная магистраль, питаемая с одной стороны, проста по конструктивному исполнению, но не обеспечивает высокой надежности электроснабжения, поскольку любое повреждение отражается на питании всех приемников, присоединенных к ней.

Разомкнутые сети применяют по следующим причинам. Во-первых, в разомкнутых схемах почти в два раза ниже токи короткого замыкания, чем в замкнутых. Это позволяет применять дешевую коммутационную аппаратуру, устанавливаемую в цепях напряжением 6 и 10 кВ. Во-вторых, для обеспечения селективности релейной защиты потребуется дорогая и сложная аппаратура, вследствие малых индуктивных сопротивлений кабельных линий, широко применяемых в этих сетях. Экономические и технические преимущества, достигаемые при использовании простой и дешевой коммутационной аппаратуры и релейной защиты, превосходят ущерб, определяемый особенностями разомкнутых распределительных сетей.

Схема одностороннего питания напряжением 10 кВ приведена на рисунке 3.

Суммарная активная мощность, передаваемая по i-му участку сети:

S_Σi= P_Σi+j Q_Σi, (3.1)

где P_Σi и Q_Σi – суммарные активная и реактивная мощности, протекающие по i-му участку.

После подстановки численных значений получим:

S_Σ1=897,1+j707,6 кВА

S_Σ2=671,6+j527,4 кВА

S_Σ3=503,5+j412,7 кВА

Зная суммарную мощность и номинальное напряжение сети, принимаемое равным 10 кВ, определяются токи I₁ – I₃, протекающие по участкам:

(3.2)

После подстановки численных значений получим:

При проектировании воздушных линий напряжением до 500 кВ включительно выбор сечения провода производится по нормированным обобщенным показателям. В качестве таких показателей используются нормированные значения экономической плотности тока

ГПП

l₃

897,1+j707,6

671,6+j527,4

503,5+j412,7

l₂

Рисунок 3 – Расчетная схема одностороннего питания сети 10кВ.

Введем понятие «экономическое сечение провода» F_эк – это сечение, при котором приведенные затраты на линию будут наименьшими. Плотность тока, соответствующая экономическому сечению, называется экономической плотностью тока j_эк. Данная плотность тока не зависит от нагрузки, а определяется только типом проводов (изолированные, неизолированные), материалом, районом проложения линии и временем использования максимума активной мощности Т_max. Время использования максимума нагрузки – это условное время, в течение которого линия, работая с максимальной нагрузкой I_max, передала бы такое же количество энергии, что и при работе по действительному графику I(t) за год.

Ориентировочно можно принять для алюминиевых проводов, при Т_max = 5200 ч, j_эк = 0,8 А/мм².

Экономическая площадь сечения провода, мм²:

, (3.3)

где I_экв – эквивалентный расчётный ток, А.

Эквивалентный расчетный ток – это неизменный по длине линии ток, который вызывает в ней те же потери, что и все действительные токи на отдельных участках. Как видно из определения – это условное понятие, которое используется в случае, если в сети, различные участки которой можно выполнить проводами разного сечения, используют провода одного сечения.

Эквивалентный расчетный ток находят по формуле, А:

(3.4)

После подстановки численных значений получим:

Выбираем из источника [2] ближайшее большее сечение провода

АС-70: r₀=0,46 Ом/км; x₀=0,341 Ом/км

Далее необходимо проверить выбранные провода по допустимой потере и отклонению напряжения. По нагреву выполнять проверку не обязательно, так как нормированная экономическая плотность тока значительно ниже плотности тока, допустимой по нагреванию (для алюминия j_нагр = 4 А/мм² ).

Сечение провода проектируемой воздушной линии должно обеспечивать выполнение следующего условия: потери напряжения от пункта питания (в данном случае ГПП) до наиболее удаленных приемников (ТП3) в различных режимах не должны быть больше допустимого значения. Для сетей напряжением 10 кВ допустимые потери напряжения в нормальном режиме рекомендуется принимать 8 % от номинального (800 В), а в аварийном – 12 % (1200 В). Расчет необходимо произвести для двух режимов: нормального, когда в работе находятся обе цепи ЛЭП, и аварийного, когда в работе находится одна ЛЭП. При выполнении данного расчета следует обратить внимание на то, что сопротивление линии в нормальном режиме в два раза меньше, чем в аварийном.

Потери напряжения в нормальном режиме до наиболее удаленной точки сети определяются как сумма потерь напряжения на всех участках,В:

, (3.5)

где – потери напряжения на i-м участке в нормальном режиме, В:

. (3.6)

После подстановки численных значений получим:

Проведем расчет потерь напряжения в аварийном режиме. При этом в работе находится одна цепь ЛЭП, поэтому при расчете нужно учесть, что сопротивление в цепи будет в два раза больше.

, (3.7)

В связи с тем, что режим работы сетей, а также их нагрузок, постоянно меняется, меняется и напряжение у приемников электроэнергии. Плавные длительные изменения называют установившимся отклонением напряжения. Эту величину определяют как разность между напряжением на зажимах электроприемников и их номинальным напряжением, %:

(3.8)

В соответствии с ГОСТ 13109-97 принимаются следующие допустимые отклонения напряжения на шинах наиболее удаленного потребителя: для нормального режима-±5%,для остальных режимов­±10%.

Отклонение напряжения на шинах наиболее удаленной подстанции (ТП3) рассчитывают для двух режимов: для максимальной и минимальной нагрузки. Для этого необходимо по заданному отклонению напряжения найти напряжение на шинах ГПП для обоих режимов по формулам, кВ:

U_ГППmax = U_ном ± k_max ∙ U_ном, (3.9)

U_ГППmin = U_ном ± k_min ∙ U_ном. (3.10)

где k_max и k_min – максимальное и минимальное заданные в исходных данных отклонения напряжения на шинах ГПП в относительных единицах.

После подстановки численных значений получим:

Нна шинах наиболее удаленной подстанции в обоих режимах определяется по формуле, кВ:

, (3.11)

(3.12)

После подстановки численных значений получим:

тогда:

Отклонение напряжения на шинах наиболее удаленного потребителя сравнивают с допустимым:

δU_max(min) ≤ δU_доп.

-5%<1,84%<5% Верно.

-5%<1,35%<5% Верно.