ахунок мереж 10 кВ став необхідним у зв'язку з реконструкцією мереж 0,38 кВ, збільшенням потужності трансформаторної підстанції. Необхідно перевірити на втрату напруги і знайти втрати потужності в мережі 10 кВ.
3.1 Розрахунок розподілу потужності по ділянках мережі 10 кВ після реконструкції
Активну потужність трансформатора знаходимо за формулою:
P=S * cos * КЗ, (3.1)
де S - повна потужність, кВА;- Активна потужність, кВт;
cos=0,8 коефіцієнт потужності в максимум навантаження;
КЗ - коефіцієнт завантаження трансформатора, (приймаємо КЗ=1).
Активна потужність трансформаторів лінії 10 кВ
Р1=400 · 0,87=348 кВт;
Р2=400 · 0,87=348 кВт;
Р3=1000 · 0,87=870 кВт;
Р4=400 · 0,75=300 кВт;
Р5=400 · 0,75=300 кВт;
Р6=250 · 0,87=217,5 кВт;
Р7=400 · 0,87=348 кВт;
Р8=250 · 0,87=217,5 кВт;
Р9=315 · 0,87=274 кВт;
Р10=250 · 0,8=200 кВт;
Р11=400 · 0,8=320 кВт;
Р12=100 · 0,87=87 кВт;
Р13=250 · 0,87=217,5 кВт;
Р14=250 · 0,87=217,5 кВт;
Р15=400 · 0,87=348 кВт;
Розрахунок розподілу потужності по ділянках мережі 10 кВ проводимо користуючись таблицею 4.5 за формулою (1.2).
Приклад розрахунку розподілу активної і повної потужності по ділянках лінії ТП 35/10.
Р 18-20=348 кВт; S 18-20=348/0,87=400кВА;
Р 18-19=217,5 кВт; S 18-19=217,5/0,87=250кВА;
Р 17-18=348 +? 217,5=518 кВт; S 17-18=518/0,87=595,4 кВА;
Р 2-17=518 +? 217,5=688 кВт; S 2-17=688/0,87=790,804 кВА;
Р 13-16=217,5 кВт; S 13-16=217,5/0,87=250 кВА;
Р 13-15=320 кВт; S 13-15=320/0,87=367,816 кВА;
Р 13-14=274 +? 200=429 кВт; S 13-14=429/0,87=493,103 кВА;
Р 9-13=429 +? 320+? 217,5=850 кВт; S 9-13=850/0,87=977,011 кВА;
Р 11-12=348 кВт; S 11-12=348/0,87=400 кВА;
Р 10-11=348 +? 217,5=518 кВт; S 10-11=518/0,87=595,402 кВА;
Р 9-10=518 +? 217,5=688 кВт; S 9-10=688/0,87=790,804 кВА;
Р 7-9=850 +? 688=1411 кВт; S 7-9=1411/0,87=1621,839 кВА;
Р 7-8=300 +? 300=535 кВт; S 7-8=535/0,87=614,94 кВА;
Р 5-7=1411 +? 535=1837 кВт; S 5-7=1837/0,87=2111,49 кВА;
Р 5-6=870 кВт; S 5-6=870/0,87=1000 кВА;
Р 3-5=+1837 +? 870=2 550 кВт; S 3-5=2550/0,87=2931,03 кВА;
Р 3-4=348 кВт; S 3-4=348/0,87=400 кВА;
Р 2-3=2 550 +? 348=2 825 кВт; S 2-3=2825/0,87=3247,12 кВА;
Р 1-2=2 825 +? 688=3 386 кВт; S 1-2=3386/0,87=3891,95 кВА;
Р ТП - 1=3 386 +? 348=3661 кВт; S ТП - 1=3661/0,87=4208,046 кВА;
Отримані при розрахунках значення зводимо в таблицю 3.1.
Приклад розрахунку значень реактивних потужностей на ділянках лінії, розрахунок ведемо за формулою (1.4).
Q18-20 == 197,22 квар; 18-19 == 123,26 квар; 17-18 == 293,56 квар; 2-17 == 389,907квар; 13-16 == 123,26 квар ; 13-15 == 181,35 квар; 13-14 == 243,12 квар; 9-13 == 481,71 квар; 11-12 == 197,22 квар; 10-11 == 293,56 квар ; 9-10 == 389,907 квар; 7-9 == 799,65 квар; 7-8 == 303,19 квар; 5-7 == 1041,07 квар; 5-6 == 499,05 квар; 3-5 == 1445,15 квар; 3-4 == 197,22 квар; 2-3 == 1601,001 квар; 1-2 == 1918,93 квар; ТП - 1 == 2074,78 квар;
Отримані при розрахунках значення зводимо в таблицю 3.1.
3.2 Визначення втрат напруги на ділянках лінії 10 кВ
Втрати напруги на ділянках ліній знаходимо за формулами (1.5); (1.6); (1.7). Дана лінія виконана проводом АС - 70, у якого r 0=0,42 Ом/км, а x 0=0,283 Ом/км.
? U18=20=В;
? U18-19=В;
? U17-18=В;
? U2-17=В;
? U13-16=В;
? U13-15=В;
? U13-14=В;
? U9-13=В;
? U11-12=В;
? U10-11=В;
? U9-10=В;
? U7-9=В;
? U7-8=В;
? U5-7=В;
? U5-6=В;
? U3-5=В;
? U3-4=В;
? U2-3=В;
? U1-2=В;
? UТП - 1=В;
Приклад розрахунку втрат напруги в лінії
=12,623 + 10,522 + 35,937 + 265,299 + 148,734=473,117 В,
? Uв% == 4,73%.
Отримані при розрахунках значення зводимо в таблицю 3.2.
3.3 Розрахунок втрат енергії лінії 10 кВ
