Где Рк – потери короткого замыкания, кВт;
Uном – номинальное напряжение высшего порядка, кВ;
Sном – номинальная каталожная мощность, мВА.
Х23 =
(1.20)где Uк – напряжение короткого замыкания, %; n – число трансформаторов.
R23 =
= 21,3 ОмХ23 =
= 254,1 ОмОпределяется реактивная мощность холостого хода группы n - трансформаторов:
∆Uхх =
× n, (1.21)где Iо – ток холостого хода, %;
∆Qхх =
= 75 кВАр.Рассчитывается линия электро передач по звеньям рис. 1.14.
Второе звено. По условию расчета активная мощность потребителя в конце звена Рз = 2,525 МВт, коэффициент мощности cosj = 0.8.
Тогда реактивная мощность определяется по формуле:
Qз = Рз × tg j (1.22.)
Qз = 2,525 × 0,75 = 1,894 Мвар.
Потери мощности во втором звене запишутся
∆Р2 =
× R23 (1.23.)∆Р2 =
× 21,3 = 0.018 мВт.Потери реактивной мощности определяются:
∆Q2 =
× Х23 (1.24.)∆Q2 =
× 254,1 = 0,215 мВAP.Потери напряжения в звене, продольная составляющая
∆U2 = (P3 × R23 × Qз × X23) / Uз (1.25)
∆U2 =
= 4,86 кВпоперечная составляющая
d U2 = (P3 × X23 – Q3 × R23) / U3 (1.26.)
d U2 =
= -3,9 кВ.Определим мощность и напряжение в начале второго звена:
Р2 = Р3 + ∆Р3
Q2 = Q3 + ∆Q3
Р2 = 2,525 + 0.018 = 2,543 мВт;
Q2 = 1,894 + 0,215 = 2,109 Мвар.
Uз =
(1.28)Uз =
= 114,93 кВ.Данные, полученные при расчете сводим в таблицу 1.5.
Таблица 1.5 Расчет линий электропередач по звеньям
Номер звена | Напряже-ние в конце звена U, кВ | Мощность в конце звена | Потери мощности | Потери напряжения | Мощность в начале звена | Напряж-е в начале звена, U, кВ | ||||
P, МВт | Q, МВАР | ∆P, МВт | ∆Q, МВАР | ∆U, кВ | dU, кВ | P, МВТ | Q, МВАР | |||
2 | 110 | 2,525 | 1,894 | 0,018 | 0,215 | 4,86 | -3,9 | 2,543 | 2,109 | 114,9 |
1 | 114,9 | 2,543 | 1,09 | 0,0065 | 0,0063 | 0,35 | 0,14 | 2,55 | 1,096 | 115,25 |
Первое звено. Активная мощность в конце звена Р1 = 14,555 МВт. Реактивная мощность рассчитывается с учетом потери мощности трансформатора на холостом ходу и зарядной мощности линии Qc
Qc = BU2 (1.29)
Qc = Q’2 + Qxx
- B2 U21 (1.30)Q2 = 2,103 + 0,075
- 1.37 × 10-6× 114,92 = 1,09 МварПотери мощности в звене запишутся
∆Р1 =
× R12 (1.31)∆Р1 =
= 0,0065 МВт.∆Q1 =
(1.32)∆Q1 =
= 0.0063 Мвар.Потери напряжения в звене
∆U1 =
(1.33)∆U1 =
= 0,35 кВdU1 =
(1.34)dU1 =
= 0.14 кВ.Мощность и напряжение в начале первого звена определяется:
Р1 = Р2 + ∆Р1 (1.35)
Q1 = Q2 + ∆Q1
Q1 = 1,09 + 0.0063 = 1,096 Мвар;
Р1 = 2,543 + 0,0065 = 2,55 МВт.
U1 =
(1.36)U1 =
= 115,25 кВ.Полученные расчетные данные заносим в табл.1.5.
Из табл.1.5 находим основные технико-экономические показатели расчитаной линии.
Коэффициент полезного действия передачи
h =
(1,37)h =
= 0,99при этом
tg j =
(1.38)tg j =
= 0,43откуда определяется cos j = 0,92.
Общая потеря напряжения в линии определяется.
∆U % = U1 – U3 (1.39.)
∆U = 115,25 – 110 = 5,25 кВ или 4,8%
Таким образом выбранная мощность и тип трансформатора, а так же сечение (3´70) мм2 и марка проводов АС обеспечивают передачу запланированной расчетной мощности с достаточно высоким КПД передачи h = 0,99. Данные расчётов заносим в таблицу 1.6.
Таблица 1.6 Расчет питающих линии напряжением 35 ¸ 110 кВ
Номер расчетного участка | Суммарная мощность участка Såp= åSpi, кВА | Расчетная мощность участка Sp = Kодн×åSpi | Марка и сечение провода | Длинна расчетного участка L, км | Потери напряжения на расчетном участке | |
Вариант I | ||||||
0-1 | 14941 | 0,8 | 11953 | АС - 70 | 50 | 0,9 |
1-2 | 7495 | 0,8 | 5996 | АС - 70 | 38 | 0,35 |
1-4 | 2291 | 1 | 2291 | АС - 70 | 25 | 0,11 |
1-5 | 2286 | 1 | 2286 | АС - 70 | 30 | 0,1 |
2-3 | 3992 | 1 | 3992 | АС - 70 | 24 | 0,2 |
Вариант II | ||||||
0-1 | 14941 | 0,8 | 11953 | АС – 70 | 50 | 0,9 |
1-2 | 7495 | 0,8 | 5996 | АС – 70 | 38 | 0,35 |
1-4 | 4577 | 0,8 | 3662 | АС – 70 | 25 | 0,14 |
4-5 | 2286 | 1 | 2286 | АС – 70 | 23 | 0,1 |
2-3 | 3992 | 1 | 3992 | АС – 70 | 24 | 0,2 |
1.3.4 Определение сечений проводов распределительной сети напряжением 10 кВ
Методика разработанная институтом "Сельэнергопроект", предусматривает выбор провода по эквивалентной мощности Sэкв, а не по проектной, которая наступает в конце расчетного срока, через 5…7 лет.
Определяется расчетная максимальная нагрузка Smax на данном участке линии. Разные схемы сети 10 кВ приведены на рис. 1.16., рис. 1.20.