Реконструкция подстанции "Большая Мурта"

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Характеристика источников питания подстанции «Большая Мурта»

По определению источником питания называется распределительное устройство генераторного напряжения электростанции или распределительное устройство вторичного напряжения понижающей подстанции 35-220 кВ, к которому присоединены распределительные сети.

Подстанция № 57 «Большая Мурта» является проходной. Получает питание от магистральной линии С_239, со стороны подстанции № 56 «Бартат», находящаяся на балансе КЭС (красноярских электрических сетей). Расположена на расстоянии 21,88 км, марка и сечение провода АС_185. Подстанция «Бартат» имеет два силовых трансформатора 110/35/10, тип ТДТН единичной мощностью 10 мВ•А. Со второй секции шин 110 кВ осуществляется связь с подстанцией «Мокрушинской», на балансе СЭС (северных электрических сетей). Находиться на расстоянии 37,22 км, сечение и марка провода АС_185. Подстанция «Мокрушинское» имеет 2 силовых трансформатора единичной мощностью 6,3 мВ•А.

Конструкция подстанции обеспечивает свободный доступ к трансформаторам при эксплуатации. При ремонте трансформаторов на подстанции предусмотрена установка для подъемно-выемной части.

Также обеспечена возможность перевозки трансформаторов к месту ремонта. Соединение трансформаторов с распределительными устройствами 110 кВ, 35 кВ и 10 кВ выполнено гибкими шинами.

Аппараты и приборы управления, учета и защиты чувствительные к низкой температуре имеют обогрев и защиты. Обогрев включается при температуре не ниже допускаемой для этих аппаратов и приборов, а отключается при достижении необходимой температуры автоматически с помощью специальных реле. Оборудование и аппаратура подстанции защищены от атмосферных и коммутационных перенапряжений. Также на подстанции заземлены все не токоведущие металлические части.

Характеристика потребителей подстанции «Большая Мурта»

По определению потребителем электрической энергии называется аппарат, агрегат, механизм, предназначенный для преобразования электрической энергии в другой вид энергии. В отношении обеспечения надежности электроснабжения, характера и тяжести последствий от перерыва питания приемники электрической энергии разделяются на следующие три категории:

Электроприемники, перерыв электроснабжения, которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, значительный ущерб народному хозяйству, повреждение дорогостоящего оборудования, массовый брак продукции, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства относятся к I категории потребителей.

Электроприемники первой категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых, взаимно резервирующих источников питания, и перерыв их электроснабжения при аварии на одном из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания.

Электроприемники II категории - это такие электроприемники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, к массовому простою рабочих механизмов, промышленного транспорта, нарушению нормальной деятельности значительного числа городских и сельских жителей.

Электроприемники II категории рекомендуется обеспечивать электроэнергией от двух независимых источников питания. Для электроприемников II категории при нарушении электроснабжения одного источника питания допустимы перерывы электроснабжения на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригадой.

Электроприемниками III категории называются все оставшиеся электроприемники, не подходящие под определение I и II категории. Для электроснабжения электроприемников III категории достаточно одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения необходимые для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения не превышают одни сутки.

В числе потребителей подстанции «Большая Мурта» находятся электроприемники I и II категории, за преобладанием электроприемников III категории.

Таблица 1 - Электроснабжение потребителей

ВЛ 10 кВ	Потребитель	ВЛ 35 кВ	Потребитель
ф. 57-1 ф. 57-2 ф. 57-3 ф. 57-4 ф. 57-5 ф. 57-6 ф. 57-7 ф. 57-8 ф. 57-9 ф. 57-10 ф. 57-12	с. Комарово п. Большая Мурта КСК «Сервис» с. Михайловка, с. Ентауль с. Тигино с. Малый Кантат п. Большая Мурта резерв резерв КСК «Сервис» КСК «Сервис	ВЛ Т_56 ВЛ Т_57 ВЛ Т_59	п/с «Таловка» 35/10, п/с «Айтат» 35/10 п/с «Айтат» 35/10 п/с «Юксеево» 35/10

2. Расчет электрических нагрузок

Первым этапом проектирования системы электроснабжения является определение электрических нагрузок. По величине электрических нагрузок выбирают электрооборудование системы электроснабжения (силовые трансформаторы, коммутационную аппаратуру, провода, кабели, аппаратуру измерений и защиты и так далее). Поэтому от правильности оценки нагрузок электрических сетей зависит надежность и бесперебойность работы системы электроснабжения. При проектировании системы электроснабжения потребители рассматриваются в качестве нагрузок.

2.1 Расчет электрических нагрузок потребителей

подстанция электрический нагрузка трансформатор

В этом разделе необходимо рассчитать нагрузки потребителей, а также определить мощности трансформаторов.

Определяем расчетные нагрузки (таблица 2.1) по формулам:

(2.1.1)

где - установленная мощность потребителей, кВ·А

cos ц - коэффициент мощности сельскохозяйственных потребителей и трансформаторных подстанций напряжением 10/0,38 кВ

- коэффициент загрузки, равный 1

Таблица 2.1 - Определение расчетных нагрузок

Отходящий фидер 10 кВ	Наименование потребителей	Установленная мощность потребителей (ТП), кВ•А	cos ц	Kз	P, кВт
57-1	Хлебозавод	2x250	0,75	1	375
	Быт	1x250	0,93		232,5
	Молочный завод	1x160	0,75		120
	Лесопитомник	1x100	0,85		85
	Пожарная часть	1x250	0,85		212,5
	Вет. лечебница	1x160	0,85		136
	Быт, контора	1x250	0,83		207,5
	Быт	1x160	0,93		148,8
	Зерноток	1x250	0,7		175
	Телятник	1x250	0,75		187,5
	Школа, быт	1x160	0,89		142,4
	Гараж	1x100	0,7		70
	База отдыха ХМЗ	1x100	0,85		85
	Быт	1x100	0,93		93
57-2	Хлебозавод	1x250	0,75		375
	Быт	1x400	0,93		372
	ДРСУ	1x400	0,85		340
	Детский дом-интернат	1x160	0,85		136
	Быт	1x160	0,93		148,8
	Цех ТНП лесхоза	2x400	0,85		680
57-3	Школа № 3	1x400	0,85		340
	Больница	1x250	0,85		212,5
	505А	1x250	0,7		175
	Росбанк	1x400	0,85		340
	Сбербанк	1x400	0,85		340
	ул. Чапаева	1x400	0,8		320
	Школа № 1	1x1000	0,85		850
	Мебельная фабрика	2x400	0,7		560
	Стадион	1x400	0,85		340
	Лесхоз	1x400	0,85		340
	Аптека	1x160	0,85		136
	Аптека	1x250	0,85		212,5
	16 кв. дом	1x250	0,96		240
57-3	РАЙПО	1x400	0,85	1	340
	ООО «Подторг»	1x250	0,85		212,5
57-4	Гараж РЭС_5	1x100	0,7		70
	АК_1340	1x100	0,85		85
	Котельная МПУЖКХ хлебопекарный цех, мельница к/х «Нива»	1x400	0,8		320
	ДРСУ_8	2x400	0,85		680
	ДРСУ_8	1x250	0,85		212,5
	ХДРСУ_8	1x400	0,85		340
	АЗС_117	1x40	0,85		34
	д. Михайловка	1x250	0,93		232,5
	Быт	1x250	0,93		232,5
	Быт д. Ентауль	1x160	0,93		148,8
	Быт	1x100	0,93		93
	Быт	1x250	0,93		232,5
	Ниж. склад	1x250	0.7		175
57-5	База РЭС_5	1x400	0,85		340
	Быт, ул. Сиреневая	1x160	0,93		148,8
	Сиблихт	2x400	0,85		680
	Сиблихт	2x630	0,85		1071
	Зерносушилка	1x630	0,7		441
	Быт, школа	1x315	0,89		280,3
	Быт, гараж	1x250	0,84		210
	Водокачка	1x400	0,85		340
	МТФ	1x100	0,85		85
57-6	Свинарник к/х Нива	1x100	0,75		75
	Свинарник ДДИ	1x100	0,75		75
	Быт	1x160	0,93		148,8
	Мастерские	1x250	0,7		175
	Быт	1x160	0,93		148,8
	Быт, пилорама	1x160	0,81		129,6
	Зерносушилка	1x400	0,7		280
57-7	ТУСМ_1	2x400	0,85		680
	Быт	1x100	0,93		93
	505А	1x160 1x250	0,85		348,5
57-10	Нефтебаза	1x160	0,7	1	112
	Быт, ПМК_2	1x160	0,8		128
	Дом спорта	1x250	0,85		212,5
	Межколхозный лесхоз	1x250	0,85		212,5
	База МПЖКХ	1x250	0,9		225
	ПМК_26	2x630	0,7		882
	Быт	1x250	0,93		232,5
	Быт, ул. Антонова	1x250	0,93		232,5
	Радиостанция	1x40	0,85		34
	Кладбище	1x100	0,85		85
	МК_82	1x100	0,7		70
	ул. Королева	1x400	0,8		320
	Аэродром	1x400	0,8		320
	АО «Торос»	1x160	0,85		136
	РТП	1x400	0,85		340
	База ПМК	2x250	0,85		425
57-12	ул. Дорожная	1x400	0,92		368
	ул. Полевая	1x320	0,92		294,4
	ул. Полярная	1x180	0,92		165,6
	ХДРСУ	1x250	0,85		212,5
	ул. Интернациональная	1x250	0,92		230
	Мебельная фабрика, лесоцех	1x160	0,7		112
	Мебельная фабрика, лесоцех	1x400	0,7		280
	пер. Кирпичный	1x400	0,92		368
	Лестехцентр	1x160	0,85		136
	ОРС	1x400	0,85		340
	ЛПХ	1x160	0,85		136
	Пос. свет	1x400	0,85		340
	ул. Крупской	1x250	0,92		230
	ул. Овражная	1x250	0,92		230
	Бан. прач. комбинат	1x250	0,7		175
	Школа № 2	1x400	0,85		340
	ЛПХ	2x400	0,85		680
	Автовокзал	1x160	0,85		136
	д. Тында	1x160	0,85		136

Считая, что для подстанции свыше 100 кВ•А нагрузка смешанная, проводим суммирование нагрузок по всем фидерам по добавкам мощности, по формуле к наибольшей нагрузке прибавляется добавка P от наименьшей.

Расчётная активная нагрузка равна:

Р=Рд+?Р (2.1.2)

где Рд - большая из слагаемых нагрузок,

P - добавка от Р, которая берется из справочника

Проводим суммирование нагрузок для всех фидеров, кроме резервных, 10 кВ ПС «Большая Мурта», для того чтобы в итоге узнать максимальную нагрузку на секциях шин 10 кВ

Суммирование нагрузок на отходящем фидере 57-1:

P_1-2 = 93 кВт

P_2-3 = 207,5+Д93+ Д 85=207,5+69+63=339,5кВт;

P_3-4 =339,5+ Д70=339,5+52,0=391,5кВт;

P_4-5=391,5+ Д142,4=391,5+108=499,5кВт;

P_5-6=499,5+ Д187,5=499,5+145=644,5кВт;

P_6-7=644+ Д175=644+135=779,5кВт;

P_7-8=779,5+ Д148,8=779,5+114=893,5кВт;

P_8-9=893,5+ Д136=893,5+103=996,5кВт;

P_9-10=996,5+ Д212,5=996,5+163=1159,5кВт;

P_10-11=1159,5+ Д120+ Д85=1159+90+63=1312,5кВт;

P_11-12=1312,5+ Д232,5=1312,5+180=1492,5кВт;

P_тп-12=1492,5+ Д375=1813,5+294=1786,5кВт

Суммирование нагрузок на отходящем фидере 57-2:

P_1-2=680кВт;

P_2-3=680+ Д136+ Д148,8=680+103+114=897кВт;

P_3-4=897+ Д340=897+267=1164кВт;

P_4-5=1164+ Д372=1164+292=1456кВт;

P_5-тп=1456+ Д375=1456+294=1750кВт

Суммирование нагрузок на отходящем фидере 57-3:

P_1-2=340кВт;

P_2-3=340+ Д212,5=340+163=503кВт;

P_3-4=503+ Д240=503+186=689кВт;

P_4-5=689+ Д340+ Д340+ Д136+ Д212,5=689+267+267+103+163=1489кВт;

P_5-6=1489+ Д280+ Д280=1489+220+220=1929кВт;

P_6-7=1929+ Д850=1929+695=2624кВт;

P_7-8=2624+ Д320=2624+251=2875кВт;

P_8-9=2875+ Д340+ Д340+ Д175=2875+267+267+135=3544кВт;

P_9-тп=3544+ Д212,5+ Д340=3544+267+163=3974кВт

Суммирование нагрузок на отходящем фидере 57-4:

P_1-2=175кВт;

P_2-3= Д175+232,5=135+232,5=367,5кВт;

P_3-4=367,5+ Д93=367,5+69=436,5кВт;

P_4-5=436,5+ Д148,8=436,5+114=550,5кВт;

P_5-6=550,5+ Д232,5+ Д232,5=550,5+180+180=910,5кВт;

P_6-7=910,5+ Д34=910,5+23,6=934,1кВт;

P_7-8=934,1+ Д680+ Д212,5+ Д340=934,1+552+163+267=1916,1кВт;

P_8-9=1916,1+ Д320=1916,1+251=2167,1кВт;

P_9-10=2167,1+ Д85=2167,1+63=2230,1кВт;

P_10-тп=2230,1+ Д70=2230,1+52,0=2282,1кВт;

Суммирование нагрузок на отходящем фидере 57-5:

P_1-2=210кВт;

P_2-3=210+ Д85=210+63=273кВт;

P_3-4= Д273+340=214+340=554кВ;

P_4-5=554+ Д441+ Д280=554+349+220=1123кВт;

P_5-6=1123+ Д1071+ Д680=1123+892+552=2567кВт;

P_6-7=2567+ Д148,8=2567+114=2681кВт;

P_7-тп=2681+ Д340=2681+267=2948кВ

Суммирование нагрузок на отходящем фидере 57-6:

P_1-2=280кВт;

P_2-3=280+ Д129,6=280+98=378кВт;

P_3-4=378+ Д148,8=378+114=492кВт;

P_4-5=492+ Д175+ Д148,8=492+135+114=741кВт;

P_5-6=741+ Д75=741+56=797кВт;

P_6-тп=797+ Д75=797+56=853кВт

Суммирование нагрузок на отходящем фидере 57-7:

P_1-2=348,5кВт;

P_2-3=348,5+ Д93=348,5+69=417,5кВт;

P_3-тп= Д417,5+680=329,5+680=1009,5кВт

Суммирование нагрузок на отходящем фидере 57-10:

P_1-2=320кВт

P_2-3=320+ Д320=320+251=571кВт

P_3-4=571+ Д85=571+63=634кВт

P_4-5=634+ Д136+ Д340=634+102+267=1003кВт

P_5-6 =1003+ Д70+ Д425=1003+52+434=1489кВт

P_6-7=1489+ Д225=1489+174=1663кВт

P_7-8=1663+ Д212,5+ Д232,5+ Д34+ Д232,5+ +Д882=1663+163+180+23,6+180+724=2933,6кВт

P_8-тп=2933,6+ Д128+ Д112=2933,6+97+83=3113,6кВт

Суммирование нагрузок на отходящем фидере 57-12:

P_1-2=368кВт

P_2-3=368+ Д294,4=368+230=598кВт

P_3-5=598+ Д212,5+ Д165,6=598+163+127=888кВт

P_6-5=888+ Д368+ Д112+ Д280 +Д230 =888+290+83+220+178=1659кВт

P_5-6=1659+ Д136=1659+103=1762кВт

P_6-7= 1762+ Д340=1762+267=2029кВт

P_7-8=2029+ Д 136=2029+103=2132кВт

P_8-9=2132+ Д340=2132+267=2399кВт

P_9-10=2399+ Д340+ Д340+ Д340+ Д136+ Д136+ +Д175=2399+267+267+267+103+103+135=3541кВт

P_10-16=3541+Д230=3541+178=3719кВт

P_17-тп=3719+ Д230=3719+178=3897кВт

Расчетные значения активной мощности на отходящих фидерах 35 кВт определяем по значениям замеров в зимний максимум нагрузок, по формуле:

(2.1.3)

где U - напряжение сети 35 кВт;

I - ток по замеру

Полученные значения расчетов сводим в таблицу

Таблица 2.2 - Нагрузка потребителей на стороне 35 кВ

Отходящий фидер 35 кВ	Imax, A по замеру	cos ц	Pmax, кВт
Т_56	58	0,8	2809,52
Т_57	6	0,85	308,8
Т_59	88	0,8	4262,72

3. Выбор мощности силовых трансформаторов

Двухтрансформаторные подстанции рекомендуется применять при преобладании потребителей 1, 2 категории.

Выбор номинальной мощности трансформаторов рекомендуется производить по расчетной мощности нормального и аварийного режимов работы исходя из рациональной загрузки в нормальном режиме и с учетом минимально необходимого резервирования в послеаварийном режиме.

Определяем суммарные нагрузки на шинах трансформаторной подстанции.

Полная расчётная мощность системы сборных шин 10кВ:

S_{расч.ш.10кВ} кВ•А, (3.1)

Полная расчётная мощность системы сборных шин 35кВ:

S_{расч.ш.35кВ}кВ•А, (3.2)

Расчетная максимальная мощность трансформатора S_МАХ:

S_МАХкВ•А, (3.3)

где, ?S_расч. - сумма полных расчетных мощностей на шинах 10 и 35 кВ

N - число трансформаторов.

Принимаем стандартную мощность трансформатора 25000 кВ·А.

Выбранный по условиям формулы (2.6) трансформатор проверяем по коэффициенту загрузки в нормальном (k_з.норм) и аварийном (k_з.ав) режимах.

k_{з.норм.ш.10кВ} (3.4)

k_{з.норм.ш.35кВ} (3.5)

k_з.ав (3.6)

Условие по выбору трансформатора выполняется.

На всех электрических станциях и подстанциях, устанавливаются силовые трансформаторы, предназначенные для преобразования электрической энергии переменного тока одного напряжения в другое.

И в случае значительного увеличения нагрузки потребителей, требуется изменение числа или мощности трансформаторов на подстанции.

Из данных расчетов видно, что за счет увеличения нагрузки потребителей, появилась необходимость увеличения мощности трансформаторов с 16000кВ·А до 25000кВ·А.

Согласно расчетам выбираем трехобмоточные силовые трансформаторы марки ТДТН - 25000/110У1 (трехфазный с принудительной циркуляцией воздуха и естественной циркуляцией масла, трехобмоточный с регулированием напряжения под нагрузкой). технические данные которого приведены в таблице 3

Остов трансформаторов шихтованный, стержневой конструкции, выполнен из холоднокатаной электротехнической стали с жаростойким изоляционным покрытием. Стержни стягиваются стеклобандажами, ярма - стальными полубандажами. Бак трансформатора колокольного типа рассчитан на остаточное давление 50 кПа. На дне бака крепятся поворотные катки для продольного и поперечного перемещения трансформатора по рельсовым путям. Ширина колеи для продольного перемещения - 2000 мм, для поперечного перемещения - 1524 мм. На баке трансформатора установлены вводы ВН, СН и НН; маслорасширитель, охлаждающие радиаторы с электровентиляторами дутья (с питанием от электросети 380 В). Для автоматического управления и контроля работы системы охлаждения предусмотрен шкаф автоматического управления.

Таблица 3 - Технические данные трансформатора

Тип	Sном, кВ·А	Напряжение, кВ	Потери, кВт	Uк.з., %	I х.х., %
		ВН	СН	НН	?Рк.з.	?Рх.х.	ВН-СН	ВН-НН	СН-НН
ТДТН -25000/110	25000	115	38,5	6,6; 11	140	31	10,5	17,5	6,5	0,7

Трехобмоточные трансформаторы устанавливают на ГПП в тех случаях, когда необходимо иметь 2 ступени низшего напряжения. В этом случае преимущества трехобмоточных трансформаторов перед двухобмоточными заключается в следующем:

- Уменьшаются токи к.з. на напряжении 6-35 кВ;

- Не требуется установка дополнительного трансформатора для получения напряжений 6-35 кВ, в связи с чем сокращается количество коммутационно-защитных аппаратов на стороне высшего напряжения;

- Требуется меньшая площадь для сооружения подстанции

4. Выбор марки и сечения проводов

подстанция электрический нагрузка трансформатор

Сечения проводов сельских распределительных сетей напряжением 35-110 кВ выбирают по экономической плотности тока, в сетях напряжением 0,38-10 кВ - по интервалам экономических нагрузок или по экономической плотности тока

Выбор сечений проводов воздушных линий средних напряжений (6-20 кВ) целесообразно осуществлять по комплексному мультипликаторному критерию, включающему потери электроэнергии, массу алюминия проводов на 1 км воздушной линии и показатель повреждаемости сечений проводов

Для выбора сечения и марок проводов на участках потребителей необходимо рассчитать полную мощность, а затем по этим мощностям вычислить протекающий максимальный ток, чтобы по нему определить сечение провода допустимым длительным током.

Необходимые расчеты делаем на наиболее загруженных фидерах. Исходя из расчетов суммирования нагрузок по добавкам мощностей, сделанных в пункте 2.1, можно сделать вывод, что такими считаются фидера 10 кВ 57-3 и 57-12, т. к. их мощности составляют 3974кВт и 3897кВт соответственно.

(4.1)

где P_i - активная мощность на данном участке, кВт

(4.2)

где S_i - значение полной мощности на данном участке

Проводим расчет полной мощности и токов по фидеру 57-3, расчет фидера 57-12 проводим аналогично, а полученные значения сводим в таблицу.

В таблице 4.1 приведены рекомендуемые сечения проводов для сетей 10 кВ. Провода сечением 35 и 50 мм² рекомендуется только для выполнения отпаек к отдельным потребителям. На магистралях ВЛ 10 кВ могут применяться сталеалюминевые, алюминиевые, из алюминиевых сплавов (АН_70, 120 мм², АЖ_70, 95, 120мм²) провода. На ВЛ 10 кВ рекомендуется прежде всего применять сталеалюминевые провода, в районах с нормальной толщиной стенки гололеда 5-10 мм (I и II районы) и скоростным напором ветра 50 даН/м допускается применение проводов марок А, АН, при этом магистральные участки вновь сооруженных ВЛ 10 кВ рекомендуется выполнять проводами одного сечения не менее 95 мм²

Таблица 4.1 - Интервалы экономических нагрузок сетей 10 кВ

Сечение и марка провода	АС_35	АС_50	АС_70	АС_95	АС_120
Граница интервалов (ток в А)	До 21	21-30	31-43	44-53	Свыше 55

Провода, выбранные по экономическим показателям, необходимо проверить:

1. По допустимому нагреву:

I_max ? I_{длит.доп.табл.}, (4.3)

где I_max - наибольший расчетный ток из всех возможных режимов работы линии (например, после аварийного режима при отключении одной из линий вся нагрузка передается по другой оставшейся в работе);

I_{длит.доп.табл.} - допустимый длительный ток для провода выбранного сечения.

1. По потери напряжения:

?U_расч. ? ?U_доп., (4.4)

где ?U_расч. - потери напряжения до наиболее удаленной точки сети по расчету;

?U_доп. - допустимая для данной сети потеря напряжения.

2. По механической прочности:

Расчеты проводов ВЛ по условиям механической прочности производятся при предварительно выбранных сечениях проводов и известных климатических условиях. Основной задачей расчета проводов является осуществление линий с такими промежуточными пролетами, напряжениями материалов и стрелами провесов проводов, при которых будут превзойдены:

- Допускаемые механические напряжения проводов;

- Максимальные допускаемые стрелы провеса проводов, что обеспечивает соблюдение минимально допустимых расстояний от низшей точки провисания проводов до земли;

Минимально допустимыми сечениями проводов линий электропередач 10 кВ по условиям механической прочности являются А(Н) - 35 и АС(АЖ) - 25

Таблица 4.2 - Выбор сечения проводов

Расчетный участок	S, кВ•А	Imax, А	Марка и сечение провода	Допустимый длительный ток для неизолированных проводов
				Вне помещений	Внутри помещений
Отходящий фидер 57-3
1-2	400	23,12	АС_50	210	165
2-3	197,64	11,42	АС_35	175	135
2-4	591,76	34,2	АС_70	265	210
4-5	193,75	11,2	АС_35	175	135
4-6	785,18	45,38	АС_95	330	260
11-9	314,11	18,5	АС_35	175	135
10-9	314,11	18,5	АС_35	175	135
7-9	628,23	36,31	АС_70	265	210
8-7	312,94	18,09	АС_35	175	135
6-7	941,17	54,4	АС_120	390	313
6-12	1731,39	100,08	АС_120	390	313
13-12	628,57	36,33	АС_70	265	210
14-12	2473,07	142,95	АС_120	390	313
14-15	812,64	47,26	АС_95	330	260
14-16	3239,5	187,25	АС_120	390	313
16-17	400	21,12	АС_50	210	165
16-18	3593,75	207,73	АС_120	390	313
23-21	314,12	18,15	АС_35	175	135
21-22	312,12	18,15	АС_35	175	135
21-19	628,23	36,31	АС_70	265	210
20-19	250	14,45	АС_35	175	135
19-18	836,25	48,34	АС_95	330	260
18-24	4430	256,07	АС_120	390	313
25-24	191,76	11,08	АС_35	175	135
24-26	314,12	18,15	АС_35	175	135
24_тп	4816	280,13	АС_120	390	313
Отходящий фидер 57-12
1-2	400	23,12	АС_50	210	165
3-2	250	14,45	АС_35	175	135
4-2	650	37,57	АС_70	265	210
5-4	138,04	7,98	АС_35	175	135
6-4	191,76	11,08	АС_35	175	135
7-4	986,66	57,03	АС_120	390	313
8-7	193,48	11,18	АС_35	175	135
12-9	258,82	14,96	АС_35	175	135
9-10	315,21	18,22	АС_35	175	135
9-11	118,57	6,85	АС_35	175	135
9-7	723,17	41,8	АС_70	265	210
13-7	1885,22	108,97	АС_120	390	313
14-13	121,17	7	АС_35	175	135
15-13	2048,83	118,43	АС_120	390	313
16-15	314,12	18,15	АС_35	175	135
17-15	2387,06	137,98	АС_120	390	313
18-17	121,17	7	АС_35	175	135
19-17	2508,23	144,98	АС_120	390	313
20-19	314,12	18,15	АС_35	175	135
21-19	2822,35	163,14	АС_120	390	313
32-30	314,12	18,15	АС_35	175	135
30-31	314,12	18,15	АС_35	175	135
30-26	628,23	36,31	АС_70	265	210
29-27	121,17	7	АС_35	175	135
28-27	121,17	7	АС_35	175	135
26-27	242,35	14,01	АС_35	175	135
26-24	870,59	50,32	АС_95	330	260
24-25	314,12	18,15	АС_35	175	135
22-24	1184,7	68,48	АС_120	390	313
22-23	192,85	11,14	АС_35	175	135
21-22	1343,53	77,66	АС_120	390	313
21-33	4165,88	240,8	АС_120	390	313
33-34	193,48	11,18	АС_35	175	135
33-35	4226,13	244,28	АС_120	390	313
36-35	193,48	11,18	АС_35	175	135
35_тп	4330	250,29	АС_120	390	313

5. Определение потерь напряжения

Электрическая нагрузка вызывает потерю напряжения в элементах системы электроснабжения, определяемую как арифметическую разность напряжений на входе и на выходе элемента (в начале и конце участка линии).

Расчет потерь напряжения производится для определения показаний качества электроэнергии и конкретно - отклонение напряжения от его номинального значения. Потери напряжения в линии с одной нагрузкой на конце (если линия имеет несколько участков с различной мощностью, то каждый участок рассматривается отдельно) определяют по формуле:

(5.1)

где P - расчетная активная нагрузка потребителей, кВт;

Q - реактивная мощность потребителей, кВАр;

U_н - номинальное напряжение, кВ.

Активное и реактивное сопротивление линии определяются по формулам:

R_л= r_oЧL, (5.2)

X_л= х_оЧL (5.3)

где r₀ - удельное активное сопротивление, Ом/км;

x₀ - индуктивное сопротивление провода, Ом/км;

L - длина участка линии, м.

Потери напряжения в линии выражаем в процентах:

, % (5.4)

Определяем реактивную мощность на участках линии по формуле:

(5.5)

где S_полная мощность кВА;

P - активная мощность кВт.

Проводим расчет реактивной мощности и потерь напряжений по фидеру 57-3, расчет фидера 57-12 проводим аналогично, а полученные значения сводим в таблицу.

Реактивная мощность на участках линии:

Потери напряжения в линии:

?U_1-тп = 923,06В

В сетях 10 кВ допускается потеря напряжения до 10 % номинального напряжения.

Размещено на Allbest.ru