151211 (621626), страница 3
Текст из файла (страница 3)
Таблица 8.1 - Координаты потребителей сети высокого напряжения
| х | 1,5 | 8 | 6,5 | 8 | 8,5 | 8,5 |
| у | 5 | 7 | 6 | 5 | 5 | 3 |
Если рекомендуемое в задание место расположения трансформаторной подстанции имеет координаты, которые удалены от центра электрических нагрузок, то тогда трансформаторную подстанцию необходимо перенести в вершину квадрата, которая располагается ближе всего к центру электрических нагрузок.
Х=(474+1825,29+1746,86+1039,22+3833,22+3426,39)/330,81=6,87 км
Y=(1580,02+1597,13+1612,49+649,51+2254,83+1209,31)/330,81=4,95 км
Районная трансформаторная подстанция устанавливается в точке С. Конфигурация сети высокого напряжения приведена на рисунке 8.1
Рисунок 8.1 - Конфигурация сети высокого напряжения.
Оптимальное напряжение определяется по формуле
где Lэк – эквивалентная длина линии, км;
Р1 – расчётная мощность на головном участке, кВт.
Эквивалентная длина участка определяется по формуле
Где Li – длина i-го участка линии, км;
Рi – мощность i-го участка линии, кВт.
Эквивалентная длина составит
Lэк=5,385+0,000771(638,68+452,519+383,27+1253,338+185,699+801,759)= =8,249 км
кВ.
9. Определение нагрузок в сети высокого напряжения
Нагрузки определяются для каждого участка сети. Если расчётные нагрузки отличаются по величине не более чем в четыре раза, то их суммирование ведётся методом коэффициента одновремённости по формулам
где ко – коэффициент одновремённости;
в противном случае суммирование нагрузок ведется методом надбавок по формулам
,
,
Где Рmax; Qmax – наибольшие из суммируемых нагрузок, кВт, квар;
Рi; Qi – надбавки от i-х нагрузок, кВт, квар.
Расчёт ведётся для участка РТП-ТП1, результаты остальных расчётов показаны в таблицу 9.1
Pд=400,88+90+178+170+194+299=1331,88 кВт,
Qд=255,8+39,5+20,4+127+155+3,8=601,5 квар,
кВА
Pв=362,3+90+178+110+178+44=962,3 кВт,
Qв=249,5+39,5+15,1+74,5+139+17,2=534,8 квар,
кВА
Таблица 9.1 - Результаты суммирования нагрузок в сети высокого напряжения
| Номер участка | Рд, кВт | Qд, квар | Sд, кВА | Рв, кВт | Qв, квар | Sв, кВА |
| РТП-ТП4 | 1331,88 | 601,5 | 1461,405 | 962,3 | 534,8 | 1100,923 |
| ТП4-ТП2 | 593,8 | 346 | 687,251 | 510,2 | 266,1 | 575,424 |
| ТП2-ТП3 | 415,8 | 325,6 | 528,114 | 332,2 | 251 | 416,362 |
| ТП3-ТП1 | 245,8 | 198,6 | 316,005 | 222,2 | 176,5 | 283,769 |
| ТП4-ТП5 | 699,88 | 459,8 | 837,405 | 653,3 | 443,5 | 789,615 |
| ТП5-ТП6 | 400,88 | 42,3 | 403,105 | 58,26 | 25,1 | 63,436 |
10. Расчёт сечения проводов сети высокого напряжения
Расчёт сечения проводов сети высокого напряжения производится по экономической плотности тока
,
Где Iр – расчётный ток участка сети, А;
jэк – экономическая плотность тока, А/мм2
Продолжительность использования максимума нагрузки Тм приводится в табл.10 П.1[1].
Максимальный ток участка линии высокого напряжения определяется по формуле
,
Где Sp – полная расчетная мощность, кВА;
Uном – номинальное напряжение, кВ.
Расчёт сечения проводов ведётся для всех участков сети ТП1-ТП6, расчет сечения проводов на остальных участках ведется аналогично, и результаты расчётов сводятся в таблицу10.1
Таблица 10.1 - Расчёт сечения проводов в сети высокого напряжения
| Участок сети | Sр, кВА | Рр, кВт | Iр, А | Тм, час | jэк., А/мм2 | Fэк, мм2 | Марка провода |
| РТП-ТП4 | 1461,4 | 1331,88 | 24,106 | 3400 | 1,1 | 21,915 | AC-25 |
| ТП4-ТП2 | 687,25 | 593,8 | 11,336 | 3400 | 1,1 | 10,306 | AC-16 |
| ТП2-ТП3 | 528,11 | 415,8 | 8,711 | 3400 | 1,1 | 7,919 | AC-16 |
| ТП3-ТП1 | 316 | 245,8 | 5,212 | 3200 | 1,1 | 4,738 | AC-16 |
| ТП4-ТП5 | 837,4 | 699,88 | 13,813 | 3400 | 1,1 | 12,557 | AC-16 |
| ТП5-ТП6 | 403,1 | 400,88 | 6,649 | 3400 | 1,1 | 6,045 | AC-16 |
11. Определение потерь напряжения в высоковольтной сети и трансформаторе
Потери напряжения на участках линии высокого напряжения в вольтах определяются по формуле
где Р – активная мощность участка, кВт;
Q – реактивная мощность участка, квар;
rо – удельное активное сопротивление провода, Ом/км (табл.18 П1 [1]);
хо – удельное реактивное сопротивление провода, Ом/км (табл.19 П.1[1]);
L – длина участка, км.
Потеря напряжения на участке сети на участке сети высокого напряжения в процентах от номинального, определяется по формуле
Расчёт ведётся для всех участков ТП1-ТП6 и сводятся в таблицу 11.1
Таблица 11.1-Потери напряжения в сети высокого напряжения
| Участок сети | Марка провода | Р, кВт | rо, Ом/км | Q, квар | хо, Ом/км | L, км | U, В | U,% |
| РТП-ТП4 | AC-25 | 1331,88 | 1,139 | 601,5 | 0,45 | 5,385 | 51,114 | 0,146 |
| ТП4-ТП2 | AC-16 | 593,8 | 1,8 | 346 | 0,45 | 2 | 34,986 | 0,099 |
| ТП2-ТП3 | AC-16 | 415,8 | 1,8 | 325,6 | 0,45 | 1,802 | 25,57 | 0,073 |
| ТП3-ТП1 | AC-16 | 245,8 | 1,8 | 198,6 | 0,45 | 5,099 | 15,194 | 0,043 |
| ТП4-ТП5 | AC-16 | 699,88 | 1,8 | 459,8 | 0,45 | 0,5 | 41,905 | 0,119 |
| ТП5-ТП6 | AC-16 | 400,88 | 1,8 | 42,3 | 0,45 | 2 | 21,16 | 0,06 |
Потери напряжения в трансформаторе определяются по формуле
,
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
,
где Рк.з. –потери короткого замыкания в трансформаторе, кВт.
реактивная составляющая напряжения короткого замыкания определяется по формуле
,
где Uк.з. – напряжение короткого замыкания, %.
Коэффициент мощности определяется по формуле
,
где Рр –расчётная активная мощность, кВт;
Sр – расчетная полная мощность, кВА.
Uа=0,09 %,
Up=6,499 %,
0,994,
sin()=0,104
(503,881/400)(0,089+0,682)=0,972 %
12. 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.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
