Определение расчетных нагрузок и выбор мощности трансформаторов трансформаторного пункта
1. Определение расчетных нагрузок и
выбор мощности трансформаторов трансформаторного пункта
.1 Мастерские
Расчетная активная силовая нагрузка
Ксс - коэффициент спроса силовой
нагрузки, определяющий насколько меньше забираемая из сети мощность по
сравнению с установленной.
Расчетная активная осветительная
нагрузка
со - коэффициент спроса
осветительной нагрузки
Расчетная активная нагрузка
мастерских
Расчетная реактивная нагрузка
мастерских
cos(jc) = 0,85 tg(jc)
= 0.6197
1.2 Культурно-бытовые учреждения
(КБУ)
Расчетная активная силовая нагрузка
Расчетная активная осветительная
нагрузка
Расчетная активная нагрузка КБУ
Расчетная реактивная нагрузка
j
= 0,95; j = 18,2,
следовательно tgj = 0,32868
1.3 Поселок
Расчетная активная осветительная
нагрузка
1.4 Расчет мощности трансформаторов
трансформаторного пункта
Расчет активной нагрузки трансформатора
Расчет реактивной нагрузки
трансформатора
Расчетная нагрузка трансформатора
Выбор трансформатора
Вывод: на трансформаторной
подстанции установить два трансформатора типа ТМ - 160/10.
2. Выбор конфигурации сети 0,38 кВ и
сечения проводов
.1 Выбор сечения проводов для КБУ
Допустимая потеря напряжения в линии
составляет 5% от номинального.
= 0,34 Ом/км
Площадь сечения провода
g
=32 Ом*м/мм2;
В соответствии с результатом выбираю
провод типа А-25
Проверка на нагрев:
2.2 Мастерские
Рис. 1
Мощность источника А:
L=680м
Мощность источника В’:
L=680м
Из расчетов видно, что нагрузка «Е»
получает питание с двух сторон - следовательно, здесь находится точка
токораздела активной и реактивной мощностей.
Рис. 2
Проверка:
,73 +45,87 =
12,8+13,44+14,08+16+8,96+17,92+10,24
,6 = 93,44
,19+21,21=
65,95+6,25+6,54+7,44+4,17+8,33+4,76
,4 = 43,4
Выбор сечения провода для мастерских.
= 0,07 Ом/км; Uном =380В; g= 32Ом*м/мм2;
Выбор сечения провода для мастерских
в аварийном режиме и проверка по допустимой потере напряжения.
Рис. 3
= 0,07 Ом/км; Uном =380В; g =32Ом*м/мм2.
Так как 65,595 > 37,376 мм2 то
выбираем ААБ-70
Проверка выбранного сечения на
нагрев:
доп=440Анб(м) < Iдоп,т.е.
156,59<440
2.3 Поселок
Рис. 4
Площадь сечения провода:
Принимаем марку провода А-35.
Проверка выбора сечения на нагрев:
нбпос < Iдоп, т.е. 
<170
Рабочий ток поселка меньше
допустимого, равного 170А, поэтому выбранное сечение проходит по нагреву
(выбираем окончательно марку провода А-35).
3. Расчет сечения проводов воздушной
линии 10 кВ
.1 Определение нагрузки линии 10 кВ
= 158,88 кВт; 
= 57,05
квар.
;
; 
=0,909
Полная мощность линии:
л10 = 1913,79 кВА
3.2 Выбор сечения линии 10 кВ
эк = 1,1 А/мм2
Выбираем марку провода А-50.
3.3 Проверка выбранного сечения в
нормальном и аварийном режимах
а) Нормальный режим:= 0,63 Ом/км;
Lл=7км; Uном=10кВ; xo=0,36 Ом/км
; 477,754 < 700В
б) В аварийном режиме
; 955,508 < 1200В
3.4 Проверка выбранного сечения на
нагрев в аварийном режиме
доп = 270А для марки провода А-50
,51 < 270 А
Значит для линии 10кВ принимаем
провод марки А - 50
4. Определение себестоимости
передачи электроэнергии в сети 0,38 кВ
Себестоимость передачи одного кВт*ч энергии
; [коп/кВт*ч]
Иi - ежегодные издержки производства
в i-ом элементе сети; под i-ом элементом в работе принимают i-КБУ, поселок,
мастерские, ТП
Рнб - наибольшая суммарная мощность
всех потребителей сети
- норма амортизационных отчислений
от капиталовложений для i-го элемента сети, %эi - затраты на эксплуатацию от
капиталовложений, %
Кi - капиталовложения в
рассматриваемый элемент i
b
- стоимость электроэнергии
DWi
- годовые потери энергии в рассматриваемом элементе
DРнб
- потери мощности в линии, соответствующие наибольшей нагрузке
tнб
- годовое число часов использования наибольшей нагрузки
, где
Годовые издержки в трансформаторах
определяются
- число параллельно работающих
трансформаторов на подстанции;
D
Pст - потеря активной мощности в стали трансформатора;
D
Pмн - потеря активной мощности в меди обмоток трансформатора при номинальной
нагрузке- время, в течение которого трансформатор находится под напряжением;t =
8760ч.нб - наибольшая полная мощность, преобразуемая трансформаторами
подстанциин - номинальная мощность одного трансформатора- число параллельно
работающих трансформаторов на подстанции;
D
Pст - потеря активной мощности в стали трансформатора;
D
Pмн - потеря активной мощности в меди обмоток трансформатора при номинальной
нагрузке- время, в течение которого трансформатор находится под
напряжением;6400ч.нб - наибольшая полная мощность, преобразуемая
трансформаторами подстанции;н - номинальная мощность одного трансформатора:
параметры: Ра + Pэ.
для КБУ: 7,7 %.
для поселка: 7,7 %.
для мастерских: 6,3 %.
для ТП: 9,4 %.
Параметры 
Для КБУ:
Провод А - 25, 4-й климатический
район, L=72+37+53+50=212м.
Для посёлка:
Провод А - 35, 4-й климатический
район, L=452м.
Для мастерских:
Кабель ААБ-70,категория грунта - 3,
L=680м
Для ТП:
=13300 руб,
β=99 коп/кВт*ч
4.1 Ежегодные издержки производства
по посёлку
Для провода А - 35
4.2 Ежегодные издержки производства
по мастерским
Для кабеля ААБ - 70
4.3 Ежегодные издержки производства
по КБУ
Провод А - 25
1,402 кВт.
4.4 Трансформаторный пункт
В п.1.4. было выбрано 2
трансформатора по 160 кВА.
Годовые потери электрической энергии
в трнсформаторах:
ч; n=2; S=160кВА.
кВА
=1805,58ч
кВт
кВт
кВт*ч
руб
4.5 Себестоимость передачи энергии
кВт
кВт*ч
Сечение проводов ВЛ-110 кВ выбирается по
экономической плотности тока.
5.1 Нагрузка трансформаторов
понижающей подстанции
Рис. 5
(jр) = 0,785; tg(jр)
= 0789; Рр = 44000 кВт
квар
кВА
5.2 Потери мощности в
трансформаторах понижающей подстанции
Потери активной мощности.
На подстанции установлены
трансформаторы S=25МВА
=2; 
кВт; 
кВт
кВт
Потери реактивной мощности.
% 
%
квар
5.3 Нагрузка в конце линии 110 кВ
кВт 
квар
кВА
.4 Расчет сечения проводов 110 кВ
Для числа часов использования
наибольшей мощности районными потребителями Тнб = 7850ч/год экономическая
плотность тока составляет 1 А/мм
Выбираем провод АС - 185.
Проверка выбранного сечения по нагреву:
А
А
<
,т.е. 331,214<515
Для линии 110 кВ принимаем провод
марки АС - 185.
6. Определение возможности
обеспечения желаемого уровня напряжения на шинах понижающей районной подстанции
с помощью РПН
.1 Схема замещения питающей сети и
её параметры
Рис. 6
сеть провод сечение напряжение
Активное сопротивление трансформаторов
Для трансформаторов с РПН, присоединенных к ВЛ-110
кВ, номинальное напряжение первичной обмотки равно 115 кВ.
Ом
Реактивное сопротивление
трансформаторов
Ом
=
1,2696Ом
=
=27,8Ом
Сопротивление линии.- длина линии.
Ом/км 
Ом/км L=75 км=4 м - расстояние между
проводами.
=2,9 см/км
см
6.2 Определение напряжения на
вторичной стороне понижающего трансформатора в режиме максимальной нагрузки
Потери мощности в ветви
намагничивания трансформатора
=2; кВт; 
%
Мощность, подводимая к первичной
обмотке понижающего трансформатора, без учета мощности,ротекающей по ветви
намагничивания.
=45841,545+j43368,742-60-j350=45781,545+j43018,742
=62821,668кВА
Мощность в конце линии с учетом половины ее
зарядной емкостной мощности.
квар
=45841,545+j43368,742-j2631,75=85841,545+j40736,992кВА
Потери мощности
Потери активной мощности в линии
Потери реактивной мощности в линии
Мощность в начале линии с учетом
потерь мощности в ней
Мощность потребляемая от вторичной обмотки
повышающего трансформатора.
кВА
кВА
Потери мощности в меди повышающего
трансформатора
Мощность, подводимая к первичной
обмотке повышающего трансформатора, без учета потерь мощности в ветви намагничивания.
Приведенное напряжение на
генераторных шинах к напряжению его вторичной обмотки через номинальный
коэффициент трансформации повышающего трансформатора.
кВ
кВ
кВ
Напряжение в начале линии.
=112.921-j10.215
113.38 кВ
Напряжение на первичной стороне
понижающего трансформатора.
кВ. 
=105,247кВ
Напряжение на вторичной ветви
понижающего трансформатора, приведённое к высокой стороне.
кВ
95,86 кВ
Напряжение на вторичной стороне понижающих
трансформаторов районной подстанции, приведенное к напряжению его первичной
обмотки в режиме минимальной нагрузки.
Определение номинального
коэффициента трансформации понижающего трансформатора.
Желаемый коэффициент трансформации
понижающего трансформатора
ПУЭ предписывает в режиме
максимальной нагрузки в начале линии иметь напряжение на 5% выше номинального
напряжения линии, а в режиме минимальной нагрузки должно равняться напряжению в
линии.
. 
а) в режиме максимальной нагрузки
б) в режиме минимальной нагрузки
Подбор возможного регулировочного ответвления
трансформатора, обеспечивающее на вторичной стороне трансформаторов напряжение,
наибольшее близкое к желаемому.
%
%
Возможное регулировочное
ответвление.
- 7 ответвлений
%
3 ответвления
%
Определение действительного
коэффициента трансформации понизительного трансформатора.
Определение действительного уровня
напряжения на вторичной стороне понижающих трансформаторов районной подстанции.
кВ
Вывод: с помощью РПН можно
обеспечить желаемый уровень напряжения на вторичной стороне понижающих
трансформаторов.