С учетом потерь напряжения и регулирующих возможностей потребительских комплектных трансформаторных подстанций

 

 

Выбранные провода необходимо проверить по потере напряжения по условию (11)[10]:

 

∆U_доп > ∆U_факт, В                                                                          (11)[10]

 

где ∆U_доп – допустимая потеря напряжения в линии, В.           

∆U_факт – фактическая потеря напряжения в линии, В.

 

Потери напряжения в проводах определяются по формуле (12)[10]:

 

∆U= 3•I_уч•l_уч•(r_ocosφ+x_osinφ), В                                             (12)[10]

 

где I_{уч –} ток на участке фидера, А

      l_{уч -} длина участка, км

   r_{o –} удельное активное сопротивление провода, Ом/км

      x_o – удельное индуктивное сопротивление провода, Ом/км

      cosφ=0,78 – коэффициент активной мощности

      sinφ=0,626 – коэффициент реактивной мощности

 

 

Рассчитаем потери напряжения для участка 4-12 фидера 1:

 

∆U= 3•6,6•4•(0,72•0,78+0,35•0,626) = 35,65 (В)

 

Результаты расчета остальных участков сводим в таблицу 10.

 

Таблица 10 – Расчет потерь напряжения по ВЛ-10 кВ

Участок фидера	S, кВА	I, А	L, км	Провод	Δ U, В
1	2	3	4	5	6
Фидер1
4-12	120	6,60	4	СИП3 1х50	35,65
13-12	80	4,40	3,5	СИП3 1х50	20,79
12-14	320	17,60	5	СИП3 1х50	118,82
14-ЦЭН	620	34,09	3,5	СИП3 1х50	161,15
Итого по Ф1:					336,42
Фидер 2
1-2	50	2,75	5	СИП3 1х50	18,57
2-3	250	13,75	4	СИП3 1х50	74,26
3-11	750	41,24	4	СИП3 1х50	222,79
11-ЦЭН	950	52,24	5	СИП3 1х50	352,76
Итого по Ф2:					668,38
Фидер 3
6-а	30	1,65	4	СИП3 1х50	8,91
7-а	300	16,50	3	СИП3 1х50	66,84
а-10	330	18,15	4	СИП3 1х50	98,03
5-10	70	3,85	4	СИП3 1х50	20,79
10-ЦЭН	880	48,39	7,5	СИП3 1х50	490,14
Итого по Ф3:					684,72
Фидер 4
8-9	50	2,75	4,5	СИП3 1х50	16,71
9-16	140	7,70	5	СИП3 1х50	51,99
17-16	70	3,85	5	СИП3 1х50	25,99
Продолжение таблицы 10
1	2	3	4	5	6
16-ЦЭН	290	15,95	4,5	СИП3 1х50	96,91
Итого по Ф4:					191,60
Фидер 5
23-20	140	7,70	4	СИП3 1х50	41,59
20-19	260	14,30	5	СИП3 1х50	96,54
19-18	350	19,25	3,5	СИП3 1х50	90,97
18-15	870	47,84	4,5	СИП3 1х50	290,74
15-ЦЭН	900	49,49	1	СИП3 1х50	66,84
Итого по Ф5:					586,69
Фидер 6
30-26	150	8,25	5,5	СИП3 1х50	61,27
26-24	350	19,25	3,5	СИП3 1х50	90,97
25-24	70	3,85	5	СИП3 1х50	25,99
24-21	470	25,84	4	СИП3 1х50	139,62
21-ЦЭН	770	42,34	7	СИП3 1х50	400,28
Итого по Ф6:					718,14
Фидер 7
29-28	80	4,40	4	СИП3 1х50	23,76
28-27	170	9,35	3,5	СИП3 1х50	44,19
27-22	590	32,44	5	СИП3 1х50	219,08
22-ЦЭН	620	34,09	4	СИП3 1х50	184,18
Итого по Ф7:					471,21

 

Допустимая потеря напряжения для распределительной сети составляет 8% от номинального (840 В).

Потери напряжения в ВЛ-10 кВ не превышают допустимого значения по каждому фидеру.

 

Определим потери напряжения в трансформаторах потребительских комплектных трансформаторных подстанций 10/0,4кВ:

 

,В                                       (13)[10]

где S_нагр – нагрузка потребительской подстанции, ВА

U – номинальной напряжение, U=400В

R_т – активное сопротивление трансформатора, Ом (дано в таблице 6 п. 1.7)

Х_т – реактивное сопротивление трансформатора, Ом (дано в таблице 6 п. 1.7)

Определим потери в трансформаторе подстанции №1:

Расчеты остальных подстанций сведем в таблицу 11.

 

Таблица 11 – Расчет потерь напряжения в трансформаторах

№ подстанции	Sнагр, кВА	Sт, кВА	Rт, Ом	Хт, Ом	Δ Uт, В
1	2	3	4	5	6
1	50	63	0,052	0,102	13,05
2	200	250	0,0094	0,0272	12,18
3	500	2х630	0,0031	0,0136	27,33
4	120	160	0,0166	0,0417	11,72
5	70	100	0,0315	0,0647	11,39
6	30	40	0,088	0,157	12,52
7	300	400	0,0055	0,0171	11,25
8	50	63	0,052	0,102	13,05
9	90	100	0,0315	0,0647	14,64
10	480	2х630	0,0031	0,0136	26,24
11	200	250	0,0094	0,0272	12,18
12	120	160	0,0166	0,0417	11,72
13	80	100	0,0315	0,0647	13,01
14	300	400	0,0055	0,0171	11,25
15	30	40	0,088	0,157	12,52
16	80	100	0,0315	0,0647	13,01
17	70	100	0,0315	0,0647	11,39
18	520	2х630	0,0031	0,0136	28,42
19	90	100	0,0315	0,0647	14,64
20	120	160	0,0166	0,0417	11,72
21	300	400	0,0055	0,0171	11,25
22	30	40	0,088	0,157	12,52
23	140	160	0,0166	0,0417	13,67
24	50	63	0,052	0,102	13,05
25	70	100	0,0315	0,0647	11,39
26	200	250	0,0094	0,0272	12,18
Продолжение таблицы 11
1	2	3	4	5	6
27	420	2х630	0,0031	0,0136	22,96
28	90	100	0,0315	0,0647	14,64
29	80	100	0,0315	0,0647	13,01
30	150	160	0,0166	0,0417	14,64

                                                                                          

Определим напряжение на высокой стороне комплектной трансформаторной подстанции с учетом потерь:

 

U_{ВН i} = U_Ш – ΔU_ВЛ, кВ                                                          (14)[10]

 

где  U_Ш – напряжение на шинах районной трансформаторной подстанции, U_Ш =10,5 кВ

ΔU_ВЛ – потери на участках воздушной линий 10кВ от центра нагрузок до подстанции, кВ

 

Определим напряжение на высокой стороне комплектных трансформаторных подстанций фидера 1:

U_{ВН 4} = U_Ш – ΔU_14-ЦЭН- ΔU_12-14-ΔU_4-12= 10,5-0,161-0,119-0,036=10,184 (кВ)

U_{ВН 13} = U_Ш – ΔU_14-ЦЭН- ΔU_12-14-ΔU_13-12= 10,5-0,161-0,119-0,021=10,199 (кВ)

U_{ВН 12} = U_Ш – ΔU_14-ЦЭН- ΔU_12-14=10,5-0,161-0,119=10,22 (кВ)

U_{ВН 14} = U_Ш – ΔU_14-ЦЭН= 10,5-0,161=10,339 (кВ)

 

Определим напряжение на высокой стороне комплектных трансформаторных подстанций фидера 2:

U_{ВН 1} = U_Ш – ΔU_11-ЦЭН- ΔU_3-11-ΔU_2-3-ΔU_1-2=10,5-0,353-0,223-0,074-0,019=9,832 (кВ)

U_{ВН 2} = U_Ш – ΔU_11-ЦЭН- ΔU_3-11-ΔU_2-3 = 10,5-0,353-0,223-0,074=9,85 (кВ)

U_{ВН 3} = U_Ш – ΔU_11-ЦЭН- ΔU_3-11=10,5-0,353-0,223=9,924 (кВ)

U_{ВН 11} = U_Ш – ΔU_11-ЦЭН=10,5-0,353=10,147 (кВ)

Определим напряжение на высокой стороне комплектных трансформаторных подстанций фидера 3:

U_{ВН 6} = U_Ш – ΔU_10-ЦЭН- ΔU_а-10-ΔU_6-а =10,5-0,49-0,098-0,009=9,903 (кВ)

U_{ВН 7}= U_Ш – ΔU_10-ЦЭН- ΔU_а-10-ΔU_7-а=10,5-0,49-0,098-0,067=9,845 (кВ)

U_{ВН 5} = U_Ш – ΔU_10-ЦЭН- ΔU_5-10 =10,5-0,49-0,021=9,989 (кВ)

U_{ВН 10} = U_Ш – ΔU_10-ЦЭН=10,5-0,49=10,010 (кВ)

 

Определим напряжение на высокой стороне комплектных трансформаторных подстанций фидера 4:

U_{ВН 8} = U_Ш – ΔU_16-ЦЭН- ΔU_9-16-ΔU_8-9=10,5-0,097-0,052-0,017=10,334 (кВ)

U_{ВН 9} = U_Ш – ΔU_16-ЦЭН- ΔU_9-16 =10,5-0,097-0,052=10,351 (кВ)

U_{ВН 17}= U_Ш – ΔU_16-ЦЭН- ΔU_17-16=10,5-0,097-0,026=10,377 (кВ)

U_{ВН 16}= U_Ш – ΔU_16-ЦЭН=10,5-0,097=10,403 (кВ)

 

Определим напряжение на высокой стороне комплектных трансформаторных подстанций фидера 5:

U_{ВН 23} = U_Ш – ΔU_15-ЦЭН- ΔU_18-15-ΔU_19-18-ΔU_20-19-ΔU_23-20=10,5-0,067-0,291-0,091-0,097-0,042=9,913 (кВ)

U_{ВН 20} = U_Ш -ΔU_15-ЦЭН- ΔU_18-15-ΔU_19-18-ΔU_20-19=10,5-0,067-0,291-0,091-0,097=9,955 (кВ)

U_{ВН 19} = U_Ш – ΔU_15-ЦЭН- ΔU_18-15-ΔU_19-18=10,5-0,067-0,291-0,091=10,051 (кВ)

U_{ВН 18} = U_Ш – ΔU_15-ЦЭН- ΔU_18-15=10,5-0,067-0,291=10,142 (кВ)

U_{ВН 15} = U_Ш – ΔU_15-ЦЭН=10,5-0,067=10,433 (кВ)

Определим напряжение на высокой стороне комплектных трансформаторных подстанций фидера 6:

 

U_{ВН 30} = U_Ш – ΔU_21-ЦЭН- ΔU_24-21-ΔU_26-24-ΔU_30-26=10,5-0,4-0,14-0,091-0,061=9,808 (кВ)

Продолжаем расчет:

 

U_{ВН 26} = U_Ш – ΔU_21-ЦЭН- ΔU_24-21-ΔU_26-24=10,5-0,4-0,14-0,091=9,869 (кВ)

U_{ВН 25} = U_Ш – ΔU_21-ЦЭН- ΔU_24-21-ΔU_25-24=10,5-0,4-0,14-0,026=9,934 (кВ)

U_{ВН 24} = U_Ш – ΔU_21-ЦЭН- ΔU_24-21=10,5-0,4-0,14=9,96 (кВ)

U_{ВН 21} = U_Ш – ΔU_21-ЦЭН=10,5-0,4=10,1 (кВ)

 

Определим напряжение на высокой стороне комплектных трансформаторных подстанций фидера 7:

U_{ВН 29} = U_Ш – ΔU_22-ЦЭН- ΔU_27-22-ΔU_28-27-ΔU_29-28=10,5-0,184-0,219-0,044-0,024=10,029 (кВ)

U_{ВН 28} = U_Ш – ΔU_22-ЦЭН- ΔU_27-22-ΔU_28-27 = 10,5-0,184-0,219-0,044=10,053 (кВ)

U_{ВН 27}= U_Ш – ΔU_22-ЦЭН- ΔU_27-22=10,5-0,184-0,219=10,097 (кВ)

U_{ВН 22} = U_Ш – ΔU_22-ЦЭН=10,5-0,184=10,316 (кВ)

 

Определим напряжение на низкой стороне комплектной трансформаторной подстанции:

                                                                (15)[10]

где     U_ВН - напряжение на высокой стороне комплектной трансформаторной подстанции, кВ

       ΔU_Тi – потери напряжения в трансформаторе подстанции, кВ

       Кт – коэффициент трансформации

 

Рассчитаем напряжение на низкой стороне комплектной трансформаторной подстанции №1:

 

 

Расчет напряжения на низкой стороне остальных комплектных трансформаторных подстанций сведем в таблицу 12.

 

Таблица 12 – Расчет напряжения на низкой стороне подстанций

№ подстанции	Uвн, кВ	Кт	Δ Uт, В	Uнн, кВ
1	9,832	24,38	13,05	0,39
2	9,850	24,38	12,18	0,39
3	9,924	23,75	27,33	0,39
4	10,184	25	11,72	0,40
5	9,989	25	11,39	0,39
6	9,903	23,75	12,52	0,40
7	9,845	24,38	11,25	0,39
8	10,334	25	13,05	0,40
9	10,351	25	14,64	0,40
10	10,010	23,75	26,24	0,40
11	10,147	25	12,18	0,39
12	10,220	25	11,72	0,40
13	10,199	25	13,01	0,39
14	10,339	25	11,25	0,40
15	10,433	25	12,52	0,40
16	10,403	25	13,01	0,40
17	10,377	25	11,39	0,40
18	10,142	24,38	28,42	0,39
19	10,051	24,38	14,64	0,40
20	9,955	25	11,72	0,39
21	10,100	24,38	11,25	0,40
22	10,316	25	12,52	0,40
23	9,913	24,38	13,67	0,39
24	9,960	25	13,05	0,39
25	9,934	24,38	11,39	0,40
26	9,869	23,75	12,18	0,40
27	10,097	24,38	22,96	0,39
28	10,053	24,38	14,64	0,40
29	10,029	24,38	13,01	0,40
30	9,808	24,38	14,64	0,39

 

Полученное значение низкого напряжения на всех подстанций соответствует норме: 0,39-0,4кВ.