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

Участок сети

I, А

ro, Ом/км

L, км

DР, кВт

Тм, час

t,

час

DW,

кВт·ч

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)

22,422 кВт,

  54462,414 кВт×ч.

 Определение допустимой потери напряжения в сетях 0,38 кВ

   

Допустимая потеря напряжения в сети 0,38 кВ определяется для правильного выбора сечения проводов линии 0,38 кВ.

В режиме минимальной нагрузки проверяется отклонение напряжения, у ближайшего потребителя, которое не должно превышать +5%. В максимальном режиме отклонение напряжения у наиболее удалённого потребителя должно быть не более минус 5%. На районной подстанции осуществляется режим встречного регулирования dU100=5%; dU25=2%.

В минимальном режиме определяется регулируемая надбавка трансформатора

                                   (29)

где    - надбавка на шинах РТП в минимальном режиме, %;

 - потеря напряжения в линии 35 кВ в минимальном режиме, %;

 - потеря напряжения в трансформаторе в минимальном режиме, %;

 - конструктивная надбавка трансформатора, %.

Допустимая потеря напряжения в линии 0,38 кВ в максимальном режиме определяется по формуле

,                                        (30)

Трансформаторная подстанция

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21



Реклама
В соцсетях
рефераты скачать рефераты скачать рефераты скачать рефераты скачать рефераты скачать рефераты скачать рефераты скачать