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, %;

Sтр - 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

3 Электрический расчет 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_Уi= P_Уi+j Q_Уi, (3.1)

где P_Уi и Q_Уi - суммарные активная и реактивная мощности, протекающие по i-му участку.

После подстановки численных значений получим:

S_У1=947,81+j693,71 кВА

S_У2= 717,66+j539,88 кВА

S_У3=539,14+j403,79 кВА

Рисунок 3 - Расчетная схема одностороннего питания сети 10кВ.

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.

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 = 3000 ч, j_эк = 1 А/мм².

Экономическая площадь сечения провода, мм²:

, (3.3)

где Iэкв - 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:

Стадию проверки провод прошел.

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:

Максимальные и минимальные потери напряжения определяются по формуле, В:

(3.11)

(3.12)

После подстановки численных значений получим:

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

(3.13)

После подстановки численных значений получим:

тогда:

Отклонение напряжения на шинах наиболее удаленного потребителя сравнивают с допустимым:

дU_max(min) ? дU_доп.

-5%< -0,74%<5% Верно.

-5%< -2,52%<5% Верно.

3.2 Электрический расчёт схемы двухстороннего питания сети напряжением 10кВ

Надежность электроснабжения при магистральной схеме питания можно повысить, если применять кольцевую магистраль с двухсторонним питанием. В этом случае магистраль начинается и заканчивается на шинах одного и того же пункта питания. Схемы двухстороннего питания имеют ряд преимуществ перед разомкнутыми. Во-первых, в случае двухстороннего питания повышается надежность электроснабжения и исключается пауза в подаче питания. Во-вторых, уменьшаются потери напряжения, активной мощности и электроэнергии: в замкнутых контурах сети автоматически устанавливается потокораспределение в соответствии с законами Кирхгофа, естественным образом стремящееся к минимальным потерям. В-третьих, такая сеть обладает высокой гибкостью управления. Трудности расчета замкнутых сетей обусловлены, прежде всего, наличием замкнутых контуров в схемах. Без специального расчета невозможно даже ориентировочно представить распределение потоков мощности по отдельным ветвям сети, а ведь именно потокораспределение обусловливает потери напряжения. Дополнительную трудность вносит нелинейный характер нагрузок.

Расчетная схема двухстороннего питания сети 10кВ приведена на рисунке 4.

Расстояние от ГПП до ТП3, м:

, (3.14)

После подстановки численных значений получим:

Рисунок 4 Расчетная схема двухстороннего питания сети 10 кВ.

Схема разбивается по источнику питания ГПП, в результате чего получается схема двухстороннего питания с условными источниками 1 и 2 (рисунок 6).

Рисунок 6 Схема двухстороннего питания с условными источниками 1 и 2.

Мощности, потребляемые нагрузкой от условных источников 1 и 2, кВт:

(3.15)

где P₁, P₂, Q₁, Q₂ - мощности, потребляемые тяговыми подстанциями ТП1, ТП2 с учетом потерь в трансформаторах.

После подстановки численных значений получим:

После определения мощностей необходимо осуществить проверку, в результате которой должны выполняться условия:

554,99+392,82 = 230,15+178,52+539,14;

947,81= 947,81 Верно;

400,57+293,04=153,73+136,09+403,79;

693,61= 693,61 Верно.

Точка потокораздела для активной мощности:

1. Р₁-Р_ТП1=554,99-230,15=324,84 кВт>0;

2. Р₁-Р_ТП1-Р_ТП2=554,99-230,15-178,52=146,32 кВт>0;

3. Р₁-Р_ТП1-Р_ТП2-Р_ТП3=554,99-230,15-178,52-539,14=-392,82кВт<0.

Таким образом, точка раздела потоков активной мощности находится у подстанции 3.

Точка потокораздела реактивной мощности:

1. Q₁-Q_ТП1=400,57-153,73=246,84 квар>0;

2. Q₁-Q_ТП1-Q_ТП2=400,57-153,73-136,09=110,75 квар>0;

3. Q₁-Q_ТП1-Q_ТП2 -Q_ТП3 =400,57-153,73-136,09-403,79=-293,04<0

Таким образом, точка раздела потоков реактивной мощности находится у подстанции .

Разобьем схему, изображённую на рисунке 6, по подстанции ТП3 и получим две схемы с односторонним питанием, на которые нанесены активные мощности по участкам (рисунок 7).

Рисунок 7 - Расчётная схема с точкой раздела потоков мощностей у подстанции ТП3.

Для определения сечения проводов необходимо рассчитать эквивалентные токи для всех четырех схем по формуле (3.4) и выбрать максимальный из них.

Принимаем максимальный эквивалентный ток Iэкв = 28,34 А,

Определим Fэк по Iэкв:

Выбираем из источника [2] ближайшее большее сечение провода

АС-35: r₀=0,92 Ом/км; x₀=0,366 Ом/км

Потери напряжения в нормальном режиме до наиболее удаленной точки сети определяются по формуле (3.5), где - потери напряжения на i-м участке в нормальном режиме, В:

. (3.16)

После подстановки численных значений получим:

Потери напряжения на i-том участке в аварийном режиме определяются по формуле (3.7), где - потери напряжения на i-м участке в аварийном режиме, В:

. (3.17)

По своей физической сущности, с точки зрения производства, передачи и потребления, потери электроэнергии ничем не отличаются от энергии, полезно отпущенной потребителям. Основным экономическим показателем при оценке потерь является стоимость электроэнергии. Потери электроэнергии оказывают существенное отрицательное влияние на технико-экономические показатели сети, так как их стоимость включается и в приведенные затраты, и в годовые эксплуатационные расходы.

Необходимо отчетливо представлять, что любое техническое мероприятие, направленное на снижение потерь, требует затрат, и поэтому речь должна идти не о всемерном их снижении, а о достижении оптимального уровня потерь. Ведь увеличение стоимости сети почти всегда приводит к снижению потерь, и наоборот, в случае меньших капиталовложений потери растут. Проектирование сетей ведется обычно таким образом, чтобы обеспечить оптимальное соотношение между затратами на сеть и потерями электроэнергии. Однако со временем в связи с ростом нагрузок потери электроэнергии увеличиваются, и это соотношение не сохраняется. Отсюда вытекает необходимость контроля за потерями и расчета потерь как одного из важнейших показателей экономичности работы сети.

5. Сравнительная эффективность вариантов развития электрической сети