Трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ
Поможем в ✍️ написании учебной работы
Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой

При выборе количества и мощности трансформаторов необходимо учитывать ряд требований:

- мощность трансформаторов 10/0,4 кВ в сельском населенном пункте в основном не превышает 630 кВ∙А;

- длина отходящей линии 0,38 кВ – до 1 500 м (с учетом отпаек);

- радиус магистрального участка ВЛ (ВЛИ) 0,38 кВ не должен превышать 500 м;

- для мощных, производственных нагрузок необходимо установка отдельных ТП.

Количество трансформаторных подстанций в населенном пункте рекомендуется определять по формуле [10]:

 , (4.10)

где Sp – наибольшее значение расчетной полной мощности всех потребителей населенного пункта, соответствующее дневному или вечернему максимуму нагрузки, кВ∙А; F – площадь населенного пункта, км2; ΔU – допустимая потеря напряжения в линиях 0,38 кВ, которая согласно [5] принята 8 %. Тогда:

 

Для данного населенного пункта расчетное количество ТП получилось равным 6. Для равномерного распределения нагрузок, наименьших затрат на сооружение электрической сети 0,38 кВ в рассматриваемом населенном пункте достаточно наметить 5 трансформаторов. На выполнение указанных выше условий уменьшение количества ТП не окажет негативного влияния, т. е. условия также будут выполняться. Ориентировочное расположение трансформаторов и трасс ВЛ (ВЛИ) 0,38 кВ представлено на рисунке 4.1.

Для определения местоположения ТП определяются координаты центра тяжести расчетных нагрузок:

         (4.11)

Данные для определения координат Xp и Yp всех ТП приведены в таблице 4.2.

Таблица 4.2 – Исходные данные для определения координат ТП

 

№ потр. S, кВ∙А X,  см Y, см SiXi SiYi

ТП № 1

3 33,4 4,1 6,9 136,94 230,46
3 33,4 4,6 5,9 153,64 197,06
3 33,4 5,3 7,5 177,02 250,50
3 33,4 5,8 6,5 193,72 217,10
3 33,4 6,5 8,1 217,10 270,54
3 33,4 7 7,1 233,80 237,14
3 33,4 7,8 8,8 260,52 293,92
3 33,4 8,3 7,8 277,22 260,52
2 20,53 8,9 10 182,72 205,30
2 20,53 7,8 10,9 160,13 223,78
2 20,53 7,3 11,9 149,87 244,31
1 13,85 6,8 12,8 94,18 177,28
1 13,85 6,3 13,7 87,26 189,75
1 13,85 5,9 14,6 81,72 202,21
1 13,85 5,4 15,5 74,79 214,68
1 13,85 5 16,3 69,25 225,76
  Si = 398,04     SiXi  = 2 549,87 SiYi  = 3 640,29

ТП № 2

1 13,85 10 11,2 138,5 155,12
1 13,85 9,5 12,2 131,575 168,97
14 15 8,9 13,5 133,5 202,5
14 15 7,9 15,2 118,5 228
13 12 7,1 16,8 85,2 201,6
4 15 10,9 10,4 163,5 156
16 5 11,9 10,9 59,5 54,5
15 45 13,7 11,9 616,5 535,5
  Si = 134,7     SiXi = 1 443,78 SiYi = 1 702,19

ТП № 3

17 7 11,1 9 77,70 63,00
2 20,53 13 10 174,33 134,10
2 20,53 14,2 10,7 190,42 143,49
2 20,53 15,5 11,3 207,86 151,53
2 20,53 16,4 11,8 219,92 158,24
2 20,53 18,4 12,8 246,74 171,65
5 2 21,5 14,5 129,00 87,00

 

Продолжение таблицы 4.2

 

1 13,85 22,9 15,2 197,40 131,02
2 20,53 15,8 12,9 211,88 172,99
2 20,53 17 13,6 227,97 182,38
2 20,53 19,1 14,7 256,13 197,13
2 20,53 20,9 15,6 280,27 209,20
2 20,53 22,1 16,2 296,36 217,24
2 20,53 23,4 16,9 313,79 226,63
2 20,53 24,7 17,6 331,23 236,02
2 20,53 16,6 18,6 222,61 249,43
  Si = 289,74     SiXi = 5 305,53 SiYi = 4 053,35

ТП № 4

10 30 22,5 11 675 330
10 30 21,4 13,1 642 393
6 30 24,8 16,2 744 486
6 30 26 16,8 780 504
6 30 27,3 17,5 819 525
  Si =150     SiXi = 3 660 SiYi = 2 238

ТП № 5

9 3 20,5 12,1 820 484
7 15 21,4 10,3 192,6 92,7
7 15 22 9 198 81
7 15 22,7 7,7 204,3 69,3
7 15 23,4 6,3 210,6 56,7
8 10 24,1 5 241 50
11 160 24,3 8,3 7 776 2 656
12 1 24,8 7,4 545,6 162,8
  Si  = 234     SiXi = 5 557,8 ∑SiYi = 1 921,2

 

Определение координат ТП № 1:

 ;  .

Аналогично определяются координаты ТП № 2:

 ;  .

Определение координат ТП № 3:

 ;  .

Расположение ТП № 3 по рассчитанным координатам получились вплотную к дороге. Чтобы обеспечить безопасность движения автомобилей и удобство обслуживания трансформатора, размещение ТП смещается севернее от края дороги, с координатами ХТП3 = 18,3 см, YТП3 = 13,9 см.

Определение координат ТП № 4:

 ;  .

Определение координат ТП № 5:

 ;  .

Номинальные мощности трансформаторов уточняются с учетом результатов расчета отходящих ВЛ (ВЛИ).

 


Расчет электрической сети 10 кВ

Таблица отклонений напряжения

В качестве допущения принято, что электроснабжение воздушной линии ВЛ 10 кВ выполняется от системы РТП 35/10/0,38 кВ. Согласно заданию, на шинах 10 кВ РТП 35/10/0,38 кВ устройства регулирования напряжения должны обеспечивать в режиме максимума нагрузки напряжение 102 % от номинального, а в режиме минимума – 96 %.

По результатам заполнения таблицы отклонения напряжения обеспечивается выбор наиболее подходящих марки и сечения провода для ВЛ 0,38 и 10 кВ, учитывая такие важные показатели, как уровень напряжения у потребителей и потери в ЛЭП, которые требуются для расчета себестоимости отпускаемой электроэнергии.

При формировании таблицы отклонения напряжения должно быть обеспечено выполнение ряда показателей качества электрической энергии. Основным показателем в этом случае являться уровень напряжения у потребителей. В ГОСТ 32144-2013 [18] отмечено, что при нормальном режиме работы сети отклонения напряжения не должны превышать ± 5 % от номинального. На этом основании определяется уровень допустимых потерь напряжения в ВЛ 10 и 0,38 кВ и выбираются оптимальные надбавки напряжения у трансформаторов подстанций. Полученные данные заносятся в таблицу 4.3.

Заполнение таблицы

В таблицу вписываются исходные данные: уровни напряжения на шинах 10 кВ при 100 % загрузке +2, а при 25 % загрузке – 4. В строке 2 – расчетное значение потерь напряжения при 100 % на наиболее удаленной ТП. Оно получилось около четырех, поэтому, опираясь на пункт 3.6, принимаем его равным – 4 %. В строку 4 таблицы 4.3 вписываются потери напряжения в трансформаторе при 100 % нагрузке, которые составят – 4 %. Что же касается потерь в линии 10 кВ в трансформаторе при 25 %, то они будут в четыре раза меньше (см. п. 3.6) и составят – 1 %, то же и относительно потерь в ТП 10/0,4 кВ при том же уровне загрузки.

Согласно [18] для удаленного потребителя принимается значение отклонения напряжения равное – 5 %. Оно вносится в 7-ю строку режима максимальных нагрузок (100 %).  При 100 % загрузке у ближайшей ТП отклонение напряжения составит +5 %.

Отклонения напряжения на шинах 0,4 кВ вычисляются суммированием величин, входящих во все строки таблицы 4.3, которые расположены выше (а именно строки 1, 2, 3, 4). Далее выбирается надбавка напряжения трансформатора так, чтобы отклонение напряжения на шинах 0,4 кВ в режиме 100 % и 25 % загрузок было максимально приближено к +5 %, но не было бы больше этой величины. Результат заносится в 3-ю строку.

Для рассматриваемого случая оптимальная надбавка трансформатора будет «+10 %» как для значений нагрузки 100 %, так и 25 %.

В режиме максимальной нагрузки потеря напряжения в ЛЭП 0,38 кВ связана с отклонениями напряжения в её начале и в конце на основе следующего уравнения:

         , (4.12)

поэтому:

 .

При минимальной нагрузке (25 %) потерю напряжения в ЛЭП необходимо уменьшить в четыре раза. Результат заносим в таблицу.

Уравнение (4.12) применимо и для 25 % нагрузки Для этого определяется отклонение напряжения у удаленного потребителя в режиме минимальных нагрузок:

 ; (4.13)

δUУД.П = +4 – 2,25 = +1,75 %.

Это значение вносится в таблицу 4.3.

 

При заполнении табл. 4.3 учтены нерегулируемые надбавки напряжения трансформаторов 10/0,4 кВ и потери напряжения в них.

 

Таблица 4.3 – Надбавки, потери и отклонения напряжения

в сетях 10 и 0,38 кВ

 

п/п

Элемент сети

Удаленная ТП при нагрузке

Ближайшая ТП при нагрузке

100 % 25 % 100 % 25 %
Потребитель Потребитель Потребитель Потребитель
1 Шины 10 кВ +2 –4 0 0
2 ВЛ 10 кВ –4 –1 0 0
  ТП 10/04 кВ        
3 Надбавка +10 +10 2,5 2,5
4 Потери –4 –1 –4 –1
5 Шины 0,4 кВ +4 +4 -1,5 +1,5
6 Линия ВЛ 0,38 кВ –9 –2,25 –6,5 0
7 Потребитель –5 –1,75 +5 +1,5

 

Таким образом максимально допустимая потеря напряжения в ВЛЗ (ВЛ) 10 кВ может составить до 4 %, а в ВЛ 0,38 кВ до 9 %.

Дата: 2019-02-25, просмотров: 221.