Бурдина3 (1233339), страница 3

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 3)

3 ПРОВЕРКА ЗАГРУЖЕННОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ НА

ТРАНСФОРМАТОРНЫХ ПОДСТАНЦИЯХ

Электроснабжение потребителей Хабаровской дистанции электроснабжения ст.Ин осуществляется трансформаторными подстанциями.

В качестве исходной информации для определения коэффициента загрузки трансформаторов послужили данные о максимальной мощности потребителей [8, 9].

Максимальная полная мощность потребителей [10], КВА,

, (3.1)

где – постоянные потери в стали трансформаторов, %; – переменные потери в сетях и трансформаторах, %; – активная максимальная мощность потребителя, кВт; – максимальная реактивная мощность потребителя, квар.

Максимальную реактивную мощность потребителя определяем по [10], квар,

. (3.2)

Тангенс угла, соответствующий коэффициенту мощности нагрузки

, (3.3)

где cos - коэффициент мощности потребителя.

С учетом средней годовой наружной температуры района , которая составляет + 1,5 °С [11], мощность трансформатора определяется, КВА,

= , (3.4)

где – номинальная мощность трансформатора, КВА.

Коэффициент загрузки трансформатора в период максимума находим по формуле

. (3.5)

Данные для расчетов (номинальная мощность трансформаторов, максимальная мощность потребителей, коэффициент мощности потребителей) приведены в таблице 3.1.

Пример расчета:

КТП № 14 ТМ 250/10

Максимальная мощность потребителя =75,2 кВт, коэффициент мощности , тангенс угла, соответствующий коэффициенту мощности нагрузки

.

Максимальная реактивная мощность потребителя

квар.

Принимаем Р_пост = 1,5%, Р_пер = 5% [12].

Полная максимальная мощность потребителя

КВА.

Мощность трансформатора с учетом

КВА.

Коэффициент загрузки трансформатора

.

Аналогичные расчеты по формулам (3.1) – (3.5) производим для остальных трансформаторов. Результаты расчетов сводим в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 – Определение коэффициента загрузки трансформаторов

Рисунок 3.1 – Загруженность трансформаторов

Согласно СН 174-75, коэффициент загрузки трансформаторов для сетей с нагрузкой третей категории должен находиться в пределах 0,9 – 0,95.

По результатам расчетов видно, что на трансформаторных подстанциях трансформаторы в период максимальной нагрузки остаются недогруженными, если учесть перспективу развития Смидовичского района, то их замена не требуется.

4 ПРОВЕРКА СЕЧЕНИЯ ПРОВОДНИКОВ ЛИНИЙ

При выполнении электрических расчетов распределительных сетей напряжением до 35 кВ могут быть допущены некоторые упрощения, не оказывающие существенного влияния на точность расчетов. Емкостную, так же как и активную проводимость линии можно принять равной нулю, так как реактивная мощность, вырабатываемая ёмкостью ЛЭП 6-10 кВ, обычно составляет не более 5 процентов реактивной нагрузки линии. В связи с этим можно считать, что схемы замещения линий распределительных сетей состоят из последовательно соединенных активных и индуктивных сопротивлений.

Сечение проводника проверяется по следующим условиям:

• условие экономической целесообразности;

• условие нагрева длительным рабочим током.

4.1 Проверка по экономической плотности тока

Наибольший расчетный ток на участке, А, согласно [10] определяем по формуле

(4.1)

где S_мах – максимальная расчетная мощность на i-ом участке, КВА; U_c – напряжение сети, кВ.

Экономическое сечение проводника, мм ,

, (4.2)

где j – экономическая плотность тока, А/мм , выбирается исходя из продолжительности наибольшей нагрузки ЛЭП и материала провода [12].

4.2 Проверка по нагреву длительным рабочим током

I_доп. I_мах. (4.3)

Пример расчета:

Участок линии ТП №2 – КТП № 4.

Рисунок 4.1 – Расчетная схема для проверки сечения проводников

Наибольший расчетный ток на участке

А.

Экономическое сечение проводника

мм².

На участке ТП №2 – КТП № 4 проложена воздушная линия сечением 95 мм , которое больше рассчитанного экономического сечения, то есть эта линия удовлетворяет условию данной проверки.

Проверка по нагреву длительным рабочим током.

Для провода сечением 95 мм допустимый ток равен 330 А, что больше I_мах, который по расчету получился 20,6 А. Следовательно, провод проходит и по условиям проверки длительным током.

Аналогично рассчитываются другие участки линии. Результаты расчетов по формулам (4.1)–(4.3) и их сравнение с фактическими данными сводим в таблицу 4.1.

Таблица 4.1 – Проверка сечения проводников

Наименование линии	Тип линии	Р+jQ	Соотношение расчетных и фактических данных
			Iрасч/Iдоп., А	Fэк.расч./Fэк.факт, мм2
1	2	3	4	5
ТП №2 - КТП №4	АС-95	299,4+j224,5	20,6/330	14,7/95
КТП № 4 - КТП № 14	АС-95	108,5 + j81,4	7,5 /330	5,3/95
КТП № 14 – КТП № 5	АС-95	33,3 + j25,0	2,3/330	1,6/95

При выполнении расчетов электрических распределительных сетей встречаются две основные задачи:

• площадь сечения проводников линий на всех участках сети известна, необходимо проверить потерю напряжения от точки питания до удаленных нагрузок;

• по допустимым потерям напряжения подобрать необходимую площадь сечения проводов линий на всех участках сети.

Для обеспечения нормальной работы электроприемников, отклонение напряжения на их зажимах не должно превышать допустимых значений. ГОСТ Р 54149-2010 «Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения» допускает отклонение напряжения в точке передачи электрической энергии в следующих пределах: у приемников, присоединенных к городским и промышленным электрическим сетям от минус 10 до плюс 10 %.

4.3 Проверка по потерям напряжения

Потери напряжения рассчитываем исходя из активных и реактивных мощностей, протекающих по n-му участку линии (кабеля) - Ρ_k и Q_k, при этом обозначим сопротивление элемента схемы замещения R_k и X_k.

Падение напряжения находим на всех участках от пункта питания до каждой трансформаторной подстанции.

Для определения потери напряжения в линиях электропередачи необходимо найти сопротивления участков. Активное и индуктивное сопротивления участков линий приведены в таблице 4.2.

Таблица 4.2 – Активные и индуктивные сопротивления участков ЛЭП

Потери напряжения на участках ЛЭП, В, определяем по формуле:

(4.4)

где P_k – активная мощность на k-ом участке, кВт; r_k – активное сопротивление k-ого участка, Ом; Q_k – реактивная мощность на k-ом участке, квар; x_k – реактивное сопротивление k-ого участка, Ом; U_ном – номинальное напряжение сети, кВ.

Зная индуктивное сопротивление x_k, найдем потерю напряжения в линии, В, обусловленную передачей реактивной мощности:

(4.5)

Потеря напряжения в линии при передаче активной мощности, В,

Характеристики

Список файлов ВКР