Бурдина3 (1233339), страница 5

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 5)

При отсутствии данных о температуре провода, она принимается равной 20°С.

Активное сопротивление КЛ определяется в соответствии с паспортными данными оборудования по формуле:

, (5.9)

где – удельное активное сопротивление на 1 км кабеля, Ом/км; L – длина кабеля по трассе, км; – количество параллельных цепей, шт.

Потери холостого хода в трансформаторах определяются по формуле:

, (5.10)

где – потери холостого хода трансформатора, кВт; Т – расчетный период, ч.

Технические характеристики и рассчитанные сопротивления трансформаторов приведены в таблице 5.1:

Таблица 5.1 – Технические характеристики трансформаторов

Окончание таблицы 5.1

Технические характеристики линий и рассчитанные сопротивления приведены в таблице 5.2:

Таблица 5.2 – Технические характеристики линий

Суммарные технические потери в сети 10 кВ:

, (5.11)

Пример расчета участка ТП№2 - КТП№4 Хабаровской дистанции электроснабжения.

Начиная с наиболее удаленных участков, показываем на схеме количеств электроэнергии, потребленной за год, как показано на рисунке 5.2.

Определим среднюю нагрузку по формуле (5.5):

кВт.

Рисунок 5.2 – Схема сети 10 кВ участка ТП№2 - КТП№4

Нагрузочные потери мощности определяем по формуле (5.4):

Вт.

Коэффициент формы графика определяется по формуле (5.2):

.

Нагрузочные потери электроэнергии в линиях определим по формуле (5.1):

кВтч.

Аналогичным образом определяем потери на других участках линии по формулам 5.1 – 5.5. Результаты приведены в таблице 5.3.

Расчет потерь в трансформаторах производится аналогичным образом. Исключение составляет определение потерь холостого хода.

Таблица 5.3 – Потери электроэнергии в линии 10 кВ

Приведем пример для трансформатора ТМ 400/10, установленного на КТП №4.

Потери холостого хода в трансформаторе определяются по формуле (5.10):

кВтч.

Результаты расчетов потерь в трансформаторах приведены в таблице 5.4:

Таблица 5.4 – Потери электроэнергии в трансформаторах

Технические потери в трансформаторах определяем по формуле (5.11):

кВтч.

Общие потери на участке:

кВтч.

По результатам расчетов можно сделать вывод: потери в линии 10 кВ составили 5561,22 кВтч (0,21%), нагрузочные потери в трансформаторах – 23330,53 кВтч (0,89%), потери холостого хода – 16906,8 кВтч (0,65%). Суммарные потери достигают 45798,55 кВтч, что составляет 1,75% от всей поставленной электроэнергии.

5.2 Расчет потерь электроэнергии в сетях 0,4 кВ

Определение потерь электрической энергии в линиях напряжением 0,4 кВ с преобладанием производственной нагрузки за любой промежуток времени удобно выполнять по рассчитанной удельной величине потерь в линии [15]:

, (5.12)

где – электрическая энергия, переданная по линии для которой выпол­няется расчет за некоторый промежуток времени, кВтч; – потери электрической энергии в линии за тот же промежуток времени, определенные расчетным путем, кВтч.

При расчете потерь электрической энергии по данной методике определя­ется средняя величина потерь для некоторого участка сетей 0,4 кВ, который может получать питание, как от отдельной подстанции, так и от группы ТП или же района электроснабжения в целом.

Исходными данными для расчета являются:

• количество ТП, питающих участок сети 0,4 кВ, для которого выполняется расчет потерь;

• мощность силовых трансформаторов, установленных на ТП;

• количество фидеров ТП с указанием длины и марки провода каждого фидера;

• расход активной и реактивной энергии по исследуемой группе ТП за расчетный период Т.

Исходя из информации о типах проводов и кабелей, которыми выполнены фидера ТП, выбирается условная марка провода усредненного фидера.

Определяется среднее сечение провода усредненного фидера:

, (5.13)

где S₁ ,S₂, S₃ – сечения магистральных линий фидеров 1, 2, 3; l₁, 1₂, l₃ – длины магистральных линий фидеров 1, 2, 3 от трансформатор­ной подстанции до наиболее удаленного и наиболее энергоемкого объекта.

Если длина отпайки и мощность объекта, питающегося от нее соизмеримы с длиной и мощностью магистральной линии, то эту отпайку необходимо рассматривать как отдельный фидер, при условии, что она отходит не далее чем от второй опоры магистральной линии.

Рассчитывается длина усредненного фидера:

, (5.14)

где l_ф, n_ф – длины и количество фидеров трансформаторных подстанций.

Определяется средняя мощность трансформаторной подстанции по фактическому расходу электрической энергии:

, (5.15)

где – фактический расход электрической энергии за период Т; – количество трансформаторных подстанций, обслуживаемых районом электроснабжения.

Рассчитывается активная мощность усредненного фидера 0,4 кВ:

, (5.16)

где – среднее количество фидеров, питающихся от одной трансформаторной подстанции.

Определяется значение средневзвешенного коэффициента мощности:

Характеристики

Список файлов ВКР