Электроснабжение рассредоточенных потребителей ХХХ района

1241,9

1,14

1015,2

0,45

3,298

176,452

0,504

РТП - ТП №1

AC-16

849

1,8

463,17

0,45

2,469

122,506

0,35

РТП - ТП №2 (ст. малая Донская)

AC-25

1249,5

1,14

748,22

0,45

3,324

167,256

0,477

Потери напряжения в трансформаторе определяются по формуле

, (18)

где Smax – расчётная мощность, кВА;

Sтр – мощность трансформатора, кВА;

Uа – активная составляющая напряжения короткого замыкания, %;

Uр – реактивная составляющая напряжения короткого замыкания, %.

активная составляющая напряжения короткого замыкания определяется по формуле

, (19)

где DРк.з. –потери короткого замыкания в трансформаторе, кВт.

реактивная составляющая напряжения короткого замыкания определяется по формуле

, (20)

где Uк.з. – напряжение короткого замыкания, %.

Коэффициент мощности определяется по формуле

, (21)

где Рр –расчётная активная мощность, кВт;

Sр – расчетная полная мощность, кВА.

Трансформаторная подстанция

Расчетные значения

ТП №1

0,012 %,

6,499 %,

0,877,

sin(j)=0,48

2,402 %

ТП №2 (ст. малая Донская)

0,012 %,

6,499 %,

0,857,

sin(j)=0,515

3,88 %

ТП №3 (ст. Донская)

0,012 %,

6,499 %,

0,774,

sin(j)=0,633

3,499 %

Определение потерь мощности и энергии в сети высокого напряжения и трансформаторе

Правильный выбор электрооборудования, определение рациональных режимов его работы, выбор самого экономичного способа повышения коэффициента мощности дают возможность снизить потери мощности и энергии в сети и тем самым определить наиболее экономичный режим в процессе эксплуатации.

Потери мощности в линии определяются по формуле

(22)

где I – расчётный ток участка, А;

rо – удельное активное сопротивление участка, Ом/км;

L – длина участка, км.

Энергии, теряемая на участке линии, определяется по формуле

(23)

где t - время потерь, час.

Время потерь определяется по формуле

(24)

где Тм – число часов использования максимума нагрузки, (П.1 таблица 10 [Электроснабжение сельского хозяйства: Методическое пособие. – Изд. 2-е перераб. и доп. / Сосот. В.В. Коваленко, А.В. Ивашина, А.В. Нагорный, А.В. Кравцов. – Ставрополь: Изд-во СтГАУ «АГРУС», 2004. – 100 с.]), час.

Расчёт ведётся для всех участков, результаты расчётов заносятся в таблицу 12

Таблица 12

Определение потерь мощности и энергии в сети высокого напряжения

DW,

РТП - ТП №3 (ст. Донская)

26,459

1,14

3,298

6,926

3400

1885,992

13062,38

РТП - ТП №1

15,953

1,8

2,469

1,885

3400

1885,992

3555,094

РТП - ТП №2 (ст. малая Донская)

24,024

1,14

3,324

5,755

3400

1885,992

10853,883

Итого:

9,091

14,565

27471,356

Потеря мощности и энергии, теряемые в высоковольтных линиях, в процентах от потребляемой определяется по формуле

, (25)

, (26)

0,436 %,

0,241 %.

Потери мощности и энергии в высоковольтной сети не должны превышать 10%.

Потери мощности в трансформаторе определяются по формуле

(27)

где DРх.х – потери холостого хода трансформатора, кВт (табл.28 П.1 [Электроснабжение сельского хозяйства: Методическое пособие. – Изд. 2-е перераб. и доп. / Сосот. В.В. Коваленко, А.В. Ивашина, А.В. Нагорный, А.В. Кравцов. – Ставрополь: Изд-во СтГАУ «АГРУС», 2004. – 100 с.]);

DРк.з – потери в меди трансформатора, кВт (табл.28 П.1 [Электроснабжение сельского хозяйства: Методическое пособие. – Изд. 2-е перераб. и доп. / Сосот. В.В. Коваленко, А.В. Ивашина, А.В. Нагорный, А.В. Кравцов. – Ставрополь: Изд-во СтГАУ «АГРУС», 2004. – 100 с.]);

b - коэффициент загрузки трансформатора.

Потери энергии в трансформаторе определяются по формуле

, (28)

Трансформаторная подстанция

Расчетные значения

ТП №1

12,955 кВт,

36934,947 кВт×ч.

ТП №2 (ст. малая Донская)

24,307 кВт,

36946,299 кВт×ч.

ТП №3 (ст. Донская)