Антиплагиат (1223630), страница 3
Текст из файла (страница 3)
Емкостную, так же, как и активную проводимость линии можно принятьравной нулю, так как реактивная мощность, вырабатываемая ёмкостью[48]ЛЭП 6-10 кВ, обычно составляет не более 5 % реактивной нагрузки линии. В связи с э тимможно считать, что схемы замещения линий распределительных сетей состоят из последовательно соединенных активныхи индуктивных сопротивлений.[48]Сечениепроводника проверяется по следующим условиям:-условие экономической целесообразности;-условие нагрева длительным рабочим током.3.1[18]Проверка сечения проводников по э кономической плотности и нагреву длительным рабочим током227,94+j232,55395,55+j462,4572,69+j68,05КТП №29КТП №36КТП №35КТП №28300, 63+j300,672,69+j68,05http://dvgups.antiplagiat.ru/ReportPage.aspx?docId=427.22770048&repNumb=19/3008.06.2016Антиплагиат696, 18+j763,05175, 82+j145,69175, 82+j145,69[13]Рисунок 3.1 – Расчетная схема для проверки сечения проводниковСечение проводника по условию э кономической плотности тока определяется по формуле [10], мм2:Fэ к=Imaxjэ к, (3.1)где Imax - наибольший расчетный ток на участке, А; jэ к - э кономическая плотность тока, А/мм2, принимаемая по [10] исходя изпродолж ительности использования максимальной нагрузки и наименования проводников.Наибольший расчетный ток на участке, А, согласно [10], определим по формуле:Imax=Smax3∙Uc, (3.2)где Smax – максимальная расчетная мощ ность на i-ом участке, кВА; Uc - напряж ение сети, кВ.Проверка по нагреву длительным рабочим током:Iдоп≥Imax, (3.3)где Iдоп – допустимый рабочий ток, А, принимаемый по [10] и равный 1,4 А.В качестве примера рассчитаем участок линии ТП «Арга» - КТП № 28.Найдем наибольший расчетный ток на участке по формуле (3.2):Imax=175,822+145,6923∙10=13,18 , А.Определим сечение проводника по условию э кономической плотности тока по формуле (3.1):Fэ к=13,181,4=9,42, мм2.Из таблиц ы А.2 в (прилож ения А) мы видим, что на участке ПС Арга – КТП № 28 пролож ен алюминиевый провод сечением 16 мм2,которое больше рассчитанного сечения проводника по условию э кономической плотности тока16>9,42Таким образом линия ПС Арга – КТП № 28 прошла проверку удовлетворяющ ую условию Fэ к.факт≥Fэ к.расчДля кабеля сечением 70 мм2 допустимый ток по [10] равен 60 А, который больше рассчитанного наибольшего расчетного тока научастке60>13,18Следовательно, алюминиевый кабель проходит по условиям проверки длительным рабочим током.Последующ ие результаты расчетов для остальных участков линии рассчитываем аналогично по формулам (3.1) - (3.3) и ихсравнение с фактическими данными сводим в таблиц у 3.1Таблиц а 3.1 – Выбор сечения проводников линийНаименование линииТип линииP+jQСоотношение расчетных и фактических данныхIрасч/Iдоп, АFэ к.расч/Fэ к.факт, мм212345ПС «Арга» - КТП №28АС-16175,82+j145,6913,18/609,42/16Продолж ение таблиц ы 3.112345ПС «Арга» - КТП №35АС-25696,18+j763,0559,64/8042,6/25КТП №35 – КТП №36АС-25300,63+j300,624,55/8017,53/25КТП №36 – КТП №29АС-2572,69+j68,055,75/804,11/25Все линии прошли проверку, кроме линии ПС Арга - КТП №35.
Она не прошла проверку по э кономическому сечению проводника.При выполнении расчетов электрических распределительных сетей возникают две основные задачи:площадь сечения проводников линий на всех участках сети известна, необходимо проверить потерю напряжения отточки питания до удаленных нагрузок;по допустимым потерям напряжения подобрать необходимую площадь сечения проводов линий на всех участках сети.Для обеспечения нормальной работы электроприемников, отклонение напряжения на их зажимах не должно превышатьдопустимых значений. Допускается отклонение напряжения в электрических сетях на зажимах электроприемников вследующих пределах: у осветительных приборов, установленных на промышленных предприятиях, в общественныхзданиях и прожекторных установках наружного освещения от минус 2,5 до плюс 5 %; у других приемников,http://dvgups.antiplagiat.ru/ReportPage.aspx?docId=427.22770048&repNumb=110/3008.06.2016Антиплагиатприсоединенных к городскими промышленным электрическим сетям от минус 10 до плюс 10 % [11].3.2[18]Проверка по потерям напряж енияПотеринапряжения рассчитываем исходя из активных и реактивных мощностей, протекающих по i-му участку линии – Рк и Ок,при этом обозначим сопротивление элемента схемы замещения Rk и Хк.Падение напряжения находим на всех участках отисточника питания до каждойкомплектной трансформаторнойподстанции.Для определения потери напряжения в линиях электропередачи необходимо найти сопротивления участков.Активное сопротивление участка, Ом/км,[18]определим по [10]:Rk=Ro∙L, (3.4)где Ro – активное сопротивление 1 км провода, Ом/км, примем значения из справочных данных [10]; L – длина линии, км.Индуктивное сопротивление участка, Ом/км, найдем по [10]:хк=хо∙L, (3.5)где хо – индуктивное сопротивление 1 км провода, Ом/км, примем значения из справочных данных [10].В качестве примера рассчитаем линию ПС Арга – КТП № 28.Активное сопротивление участка, определим по формуле (3.4), при э том для провода АС-16 примем Ro=2,06 Ом/км:Rk=2,06∙2,2=4,53Омкм.Индуктивное сопротивление участка, найдем по формуле (3.5), при э том примем хо=0,405 Ом/км:хк=0,405∙2,2=0,89Омкм.Аналогично рассчитываем остальные линии и результаты расчетов сводим в таблиц у 3.2.Таблиц а 3.2 – Активные и индуктивные сопротивления участков линий э лектропередачНаименование линииТип линииДлина линии L, кмАктивное сопротивление 1 км кабеля Ro, Ом/кмИндуктивное сопротивление 1 км кабеля хо,Ом/кмАктивное сопротивление участка Rk, Ом/кмИндуктивное сопротивление участка[18]хк, Ом/км1234567ПС «Арга» - КТП №28АС-162,2002,0600,4054,5320,891ПС «Арга» - КТП №35АС-251,0001,3800,4211,3800,421Продолж ение таблиц ы 3.21234567КТП №35 – КТП №36АС-250,0401,3800,4210,0550,017КТП №36 – КТ�� №29АС-250,0021,3800,4210,0030,001Потери напряж ения на участках линий э лектропередач, В, определим по формуле [10]:http://dvgups.antiplagiat.ru/ReportPage.aspx?docId=427.22770048&repNumb=111/3008.06.2016Антиплагиат∆U=Pk∙Rk+Qk∙xkUн∙10-3, (3.6)где Рк –активная мощность на к-ом участке, кВт; Ок – реактивная мощность на к-ом участке, квар;[18]Uн –номинальное напряж ение сети, кВ.Потерю напряжения в линии, обусловленную передачей реактивной мощности, В,[18]найдем по [10]:∆U"=QkUн∙xk.
(3.7)Потеря напряж ения в линии при передаче активной мощ ности, В, определяется по [10]:∆U'=∆U-∆U". (3.8)Допустимая потеря напряж ения по [11] определяется:Uдоп=Uном∙(±10 %)∙103. (3.9)Условие, при котором соблюдается проверка по потерям напряж ения:∆U'≤Uдоп.
(3.10)В качестве примера рассчитаем участок линии ПС Арга – КТП №28.Потери напряж ения на участках линий э лектропередач, определим по формуле (3.6):∆U=175,82∙4,532+145,69∙0,89110=92,66 В.Потери напряжения в линии, обусловленные передачей реактивной мощности на участке,[18]найдем исходя из формулы (3.7):∆U"= 145,6910∙0,891=12,98 В.Потеря напряж ения в линии при передачи активной мощ ности, определим по формуле (3.8):∆U'=92,66-12,98=79,68 В.Допустимую потерю напряж ения определим по формуле (3.9):∆Uдоп=10∙0,1∙103=1000 В.Проверим проходит ли проверку данная линия по потерям напряж ения по формуле (3.10):79,68 В≤1000 ВУсловие соблюдается, соответственно линия проходит проверку по потерям напряж ения, и не требует замены.Аналогичные расчеты производим для других линий по формулам (3.6) – (3.10) исводим в таблицу 3.3Таблица 3.3 – Потери напряжения в линиях электропередачНаименование линииПотери напряжения на участке∆U, ВПотери напряжения линии, обусловленные передачей реактивной мощности ∆U", В[18]Потеря напряж ения при передаче активной мощ ности ∆U', ВДопустимые потери напряж ения ∆Uдоп, ВСуммарные потери напряж ения при передаче активной мощ ности до подстанц ииУсловие проверки по потерям напряж ения в линии1234567ПС Арга – КТП №2892,6612,9879,68100079,6879,68 В≤1000 ВПС Арга – КТП № 35128,232,1296,07100096,0796,07 В≤1000 ВПродолж ение таблиц ы 3.31234567КТП № 35 –КТП № 362,170,511,66100097,731,66 В≤1000 Вhttp://dvgups.antiplagiat.ru/ReportPage.aspx?docId=427.22770048&repNumb=112/3008.06.2016АнтиплагиатКТП № 36 – КТП № 290,030,010,02100097,750,02 В≤1000 В[13]Рисунок 3.2 – Потери напряж ения при передаче активной мощ ностиАнализируя результаты расчетов в таблиц е 3.3 мож но сказать, что все падения напряж ения укладываются в пределы 1000 В.Соответственно мож но сделать вывод, что проверяемые линии э лектропередачи не требуют замены.4 АНАЛИЗ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИВ последние годы в связи с увеличением тарифов на э лектроэ нергию, постоянным ростом стоимости э лектрических материалов иэ лектрооборудования, особенно актуальным направлением э кономии э нергоресурсов в хозяйстве ж елезных дорог становятсямероприятия, не связанные с большими капиталовлож ениями, но позволяющ ие снизить расход э лектрической э нергии вэ лектрических сетях.
В ряду таких мероприятий первоочередными являются способы сниж ения непроизводственных потерьэ лектрической э нергии.Выбор рац иональных путей решения задачи – сниж ения потерь э лектроэ нергии становится возмож ным только при ясномпредставлении количественных характеристик и структуре общ их потерь э лектроэ нергии э лектрического предприятия.Для ц елей анализа и нормирования потерь ц елесообразно использоватьструктуру потерь, в которой они[40]разделенына составляющие исходя из их физической природы и спецификиметодов определения их количественных значений.На основе такого подхода фактические потери- технические потери электроэнергии[12]разделяют на четыре составляющие [12]:([19]потери в активных сопротивлениях линий и трансформаторов, а такж е в стали трансформаторов);-расход электроэнергии на собственные нужды ([19]СН) подстанций (расход необходимый для обеспечения работытехнологического оборудования подстанций и жизнедеятельности обслуживающего персонала, который регистрируетсясчетчиками, установленными на[12]трансформаторных СН подстанц иях);- недоучет э лектрической э нергии и метрологические потери из-за погрешностей измерительных трансформаторов, потерьнапряж ения на вторичных ц епях трансформаторов напряж ения, погрешностей э лектрических счетчиков.Эти потери получают расчетным путем на основе данных о метрологических характеристиках и режимах работыприборов.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
