Диплом (1094907), страница 14
Текст из файла (страница 14)
Расчёт режимов сети10 кВ аналогичен расчёту режимов для сети 0,4 кВ, но в данном расчёте учитываем значения Qc кабельных линий. Расчётные значения потерь мощности и мощностей в начале участков линий представим в таблице 2.5.7.
Таблица 2.5.7 Результаты расчёта режимов сети 10 кВ.
| Направление кабеля | № ТП п/п | Sр.тп, кВ*А | DSлинии | Sначала=DS+Sконца-Qc нач |
| ГПП - ТП27 | ТП-27 | 937,19+401,71j | 41,65+9,96j | 3881,05+1824,42j |
| ТП27 - ТП26 | ТП-26 | 721,29+391,89j | 7,57+1,37j | 2902,21+1410,51j |
| ТП26 - ТП25 | ТП-25 | 755,5+359,17j | 5,44+0,98j | 2173,35+1012,13j |
| ТП25 - ТП24 | ТП-24 | 718,94+351,87j | 1,97+0,36j | 1412,4+646,58j |
| ТП24 - ТП23 | ТП-23 | 691,26+289,38j | 0,22+4E-002j | 691,49+290,64j |
| 3824,19+1794,02j | 56,86+12,71j | 3881,05+1824,42j | ||
| 0 | ||||
| ГПП - ТП20 | ТП-20 | 747,97+335,27j | 50,76+9,17j | 3154,79+1351,32j |
| ТП20 - ТП19 | ТП-19 | 777,36+333,55j | 3,04+0,55j | 2356,07+1005,47j |
| ТП19 - ТП18 | ТП-18 | 773,04+332,39j | 1,23+0,22j | 1575,66+668,66j |
| ТП18 - ТП15 | ТП-15 | 800,91+330,76j | 0,48+9E-002j | 801,39+332,81j |
| 3099,28+1331,98j | 55,51+10,02j | 3154,79+1351,32j | ||
| 0 | ||||
| ГПП - ТП22 | ТП-22 | 726,68+319,55j | 47,28+11,31j | 3704,25+1599,8j |
| ТП22 - ТП21 | ТП-21 | 769,51+351,42j | 5,17+0,93j | 2930,28+1267,38j |
| ТП21 - ТП17 | ТП-17 | 711,57+303,45j | 2,78+0,5j | 2155,6+911,92j |
| ТП17 - ТП16 | ТП-16 | 713,92+306,05j | 1,56+0,28j | 1441,24+604,46j |
| ТП16 - ТП14 | ТП-14 | 725,38+292,33j | 0,38+7E-002j | 725,76+294,28j |
| 3647,07+1572,8j | 57,18+13,1j | 3704,25+1599,8j | ||
| 0 | ||||
| ГПП - ТП28 | ТП-28 | 782,95+341,22j | 66,52+15,92j | 4053,49+1712,88j |
| ТП28 - ТП3 | ТП-3 | 789,27+293,92j | 18,79+3,39j | 3204,03+1350,95j |
| ТП3 - ТП4 | ТП-4 | 833,49+353,58j | 6,17+1,11j | 2395,97+1046,07j |
| ТП4 - ТП2 | ТП-2 | 751,82+295,84j | 1,66+0,3j | 1556,42+686,89j |
| ТП2 - ТП1 | ТП-1 | 802,56+386,09j | 0,37+7E-002j | 802,93+387,57j |
| 3960,09+1670,66j | 93,51+20,79j | 4053,49+1712,88j | ||
| 0 | ||||
| ГПП - ТП35 | ТП-35 | 771,23+346,32j | 35,37+8,46j | 3712,82+1690,3j |
| ТП35 - ТП33 | ТП-33 | 677,86+333,89j | 6,31+1,14j | 2906,21+1333,62j |
| ТП33 - ТП32 | ТП-32 | 727,82+301,24j | 3,14+0,57j | 2222,03+995,08j |
| ТП32 - ТП30 | ТП-30 | 683,07+336,76j | 2,2+0,4j | 1491,07+689,16j |
| ТП30 - ТП29 | ТП-29 | 805,47+346,88j | 0,32+6E-002j | 805,8+348,22j |
| 3665,46+1665,09j | 47,36+10,63j | 3712,82+1690,3j | ||
| 0 | ||||
| ГПП - ТП8 | ТП-8 | 735,85+359,63j | 63,85+11,53j | 3105,89+1413,88j |
| ТП8 - ТП6 | ТП-6 | 718,67+298,76j | 4,1+0,74j | 2306,2+1040,77j |
| ТП6 - ТП5 | ТП-5 | 817,7+370,79j | 1,69+0,3j | 1583,43+737,62j |
| ТП5 - ТП7 | ТП-7 | 763,52+360,29j | 0,52+9E-002j | 764,04+362,61j |
| 3035,74+1389,47j | 70,15+12,67j | 3105,89+1413,88j | ||
| 0 | ||||
| ГПП - ТП37 | ТП-37 | 709,76+333,85j | 22,16+4j | 3111,64+1408,56j |
| ТП37 - ТП36 | ТП-36 | 686,75+320,39j | 3,46+0,62j | 2379,72+1069,15j |
| ТП36 - ТП34 | ТП-34 | 839,08+399,5j | 1,73+0,31j | 1689,51+745,03j |
| ТП34 - ТП31 | ТП-31 | 847,86+337,44j | 0,83+0,15j | 848,69+340,63j |
| 3083,45+1391,19j | 28,18+5,09j | 3111,64+1408,56j | ||
| 0 | ||||
| ГПП - ТП13 | ТП-13 | 812,07+297,47j | 65,28+15,62j | 4212,72+1770,46j |
| ТП13 - ТП12 | ТП-12 | 790,08+332,25j | 11,36+2,05j | 3335,38+1454,74j |
| ТП12 - ТП11 | ТП-11 | 844,39+363,74j | 4,9+0,89j | 2533,93+1115,85j |
| ТП11 - ТП10 | ТП-10 | 865,61+401,98j | 2,32+0,42j | 1684,64+747,17j |
| ТП10 - ТП9 | ТП-9 | 816,32+339,65j | 0,38+7E-002j | 816,7+341,2j |
| 4128,47+1735,08j | 84,25+19,04j | 4212,72+1770,46j |
Итоговые результаты по расчету сети 10 кВ представим в таблице 2.5.8 (расчет выполнен на основании данных таблиц 2.5.2, 2.5.6 и 2.5.7)
Таблица 2.5.8 Итоговые результаты по расчету сети 10 кВ
| Потери мощности в сети 0,4кВ | Итоговая мощность приведенная к ТП на стороне 0,4 кВ | Суммарные потери в трансформаторах 630кВ*А | Суммарные потери в сети 10кВ | Итоговая мощность приведенная к ГПП на стороне 10 кВ | |||||
| ∆P0,4кВ, кВт | 600,34 | PТП0,4кВ, кВт | 28107,21 | ∆Pполн.тр, кВт | 336,42 | ∆Pлинии 10кВ, кВт | 493,00 | PГПП, кВт | 28936,64 |
| ∆Q0,4кВ, кВАр | 158,88 | QТП0,4кВ, кВАр | 10207,48 | ∆Qполн.тр, кВАр | 2460,09 | ∆Qлинии 10кВ, кВАр | 104,06 | QГПП, кВАр | 12771,63 |
| ∆S0,4кВ, кВ*А | 621,01 | SТП0,4кВ, кВ*А | 29903,31 | ∆Sполн.тр, , кВ*А | 2482,98 | ∆Sлинии 10кВ, кВ*А | 503,86 | SГПП, кВ*А | 31629,79 |
2.6 Расчёт токов короткого замыкания в электроустановках напряжением выше 1000 В.
Основной причиной, нарушения нормального режима работы системы электроснабжения, является возникновение коротких замыканий (КЗ) в системе вследствие повреждения изоляции или неправильных действий обслуживающего персонала. Для снижения ущерба, обусловленного выходом из строя электрооборудования при протекании токов КЗ, а также для быстрого восстановления нормального режима работы системы электроснабжения необходимо правильно определить токи КЗ и по ним выбрать электрооборудование, защитную аппаратуру и средства ограничения токов КЗ.
При возникновении КЗ происходит увеличение токов в фазах системы электроснабжения или электроустановок по сравнению с их значениями в нормальном режиме работы. В свою очередь это вызывает снижение напряжения в системе, которое особенно велико вблизи места КЗ.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
