ДП_Миненок (999221), страница 11
Текст из файла (страница 11)
Потери электроэнергии в статических компенсирующих устройствах – батареях статических конденсаторов (далее - БК) и статических тиристорных компенсаторах (далее - СТК) – определяются по формуле:
, (2.3)
| где | ΔРКУ | - | -удельные потери мощности в соответствии с паспортными данными КУ; |
| SКУ | -мощность КУ (для СТК принимается по емкостной составляющей). |
При отсутствии паспортных данных значение ΔРКУ принимаются равным: для БК - 0,003 кВт/квар.
Ранее в дипломном проекте была рассчитана мощность компенсирующего устройства, которая составила
тыс. кВтч.
тыс. кВтч.
Потери электроэнергии в ограничителях перенапряжений (ОПН), измерительных трансформаторах тока (ТТ) и напряжения (ТН) принимаются согласно [12] и составляют, тыс.кВтч в год:ОПН-0,001, ТТ-0,1, ТН-1,9. На каждой трансформаторной подстанции установлено три ОПН, двенадцать ТТ , два ТН. Исключение составляют центральные ТП, на которых количество ОПН- шесть, а ТТ- двадцать четыре. Произведем расчет:
– ОПН 
тыс. кВтч;
– ТТ 
тыс. кВтч;
– ТН 
тыс. кВтч.
Потери электроэнергии в электрических счетчиках 0,22–0,66 кВ принимаются в соответствии со следующими данными, кВтч в год на один счетчик:
-однофазный, индукционный – 18,4;
-трехфазный, индукционный – 92,0;
Произведем расчет аналогично предыдущему, с тем учетом, что на каждой трансформаторной подстанции установлены три трехфазных и шесть однофазных индукционных счетчиков.
Потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам воздушных линий определяются на основе данных об удельных потерях мощности и о продолжительностях видов погоды в течение расчетного периода. При отсутствии данных о продолжительностях различных погодных условий годовые потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам ВЛ принимаются по [12]. При этом в методике расчета учитывается распределение территориальных образований Российской Федерации по регионам, в данном дипломном проекте- это регион под номером 1(Хабаровский край). Следовательно, при расчете потерь используем следующие параметры:
-номер региона 1;
-класс напряжения 10 кВ;
- потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам ВЛ- 0,33 тыс. кВтч/км;
-протяженность линии 26км.
(
2.4)
тыс. кВтч.
Потери электроэнергии в изоляции силовых кабелей принимаются в соответствии с таблицей 2.2
Таблица 2.2- Потери электроэнергии в изоляции кабелей
| Сечение, мм2 | Потери электроэнергии в изоляции кабеля, тыс. кВтч/км в год, при номинальном напряжении, кВ | |||||
| 6 | 10 | 20 | 35 | 110 | 220 | |
| 10 | 0,14 | 0,33 | – | – | – | – |
| 16 | 0,17 | 0,37 | – | – | – | – |
| 25 | 0,26 | 0,55 | 1,18 | – | – | – |
| 35 | 0,29 | 0,68 | 1,32 | – | – | – |
| 50 | 0,33 | 0,75 | 1,52 | – | – | – |
| 70 | 0,42 | 0,86 | 1,72 | 4,04 | – | – |
| 95 | 0,55 | 0,99 | 1,92 | 4,45 | – | – |
| 120 | 0,60 | 1,08 | 2,05 | 4,66 | 26,6 | – |
| 150 | 0,67 | 1,17 | 2,25 | 5,26 | 27,0 | |
| 185 | 0,74 | 1,28 | 2,44 | 5,46 | 29,1 | – |
| 240 | 0,83 | 1,67 | 2,80 | 7,12 | 32,4 | – |
| 300 | – | – | – | – | 35,2 | 80,0 |
| 400 | – | – | – | – | 37,4 | 90,0 |
| 500 | – | – | – | – | 44,4 | 100,0 |
| 625 | – | – | – | – | 49,3 | 108,0 |
| 800 | – | – | – | – | 58,2 | 120,0 |
Пример расчета для участка Ф15-ТП25: длина линии составляет 1,5 км, марка провода ААБ-90, сечение 90 мм2
(2.5)
тыс. кВтч.
Аналогично по формуле (2.5) производим расчет для остальных подстанций. Результаты сносим в таблицу в (Приложение В).
Метод оценки потерь по обобщенной информации о схемах и нагрузках сети применяется для расчета потерь электроэнергии в электрических сетях напряжением 0,4 кВ.
Потери электроэнергии в линии 0,38 кВ с сечением головного участка Fг, мм2, отпуском электрической энергии в линию W0,38 , за период Д(в часах), рассчитываются в соответствии с методом оценки потерь электроэнергии на основе зависимостей потерь от обобщенной информации о схемах и нагрузках сети по формуле:
(2.6)
| где | Lэкв | - | эквивалентная длина линии; |
| tgφ | - | коэффициент реактивной мощности; | |
| k0,38 | - | коэффициент, учитывающий характер распределения нагрузок по длине линии и неодинаковость нагрузок фаз. |
Эквивалентная длина линии определяется по формуле:
, (2.7)
| где | Lм | - | длина магистрали,8 км; |
| L2-3 | - | длина двухфазных и трехфазных ответвлений, 2 км; | |
| L1 | - | длина однофазных ответвлений, 0,5 км. |
Примечание - Под магистралью понимается наибольшее расстояние от шин 0,4 кВ распределительного трансформатора 6–20/0,4 кВ до наиболее удаленного потребителя, присоединенного к трехфазной или двухфазной линии.
Внутридомовые сети многоэтажных зданий, если они являются собственностью ЭСО (до счетчиков электрической энергии), включают в длину ответвления соответствующей фазности.
Коэффициент k0,38 определяют по формуле:
(2.8)
| где | DP | - | доля энергии, отпускаемой населению, 60% от общего годового расхода электроэнергии ЦРП; |
| kU | - | коэффициент, принимаемый равным 0,38 для линии 380/220 В и равным 3 для линии 220/127 В. |
При использовании формулы (2.6) для расчета потерь в N линиях с суммарными длинами магистралей ∑Lм, двухфазных и трехфазных ответвлений ∑L2-3 и однофазных ответвлений ∑L1 в формулу подставляется средний отпуск электроэнергии в одну линию:
…………………………………………….(2.9)
| где | ∑W0,38 | - | суммарный отпуск энергии в N линий, и среднее сечение головных участков, а коэффициент k0,38, определенный по формуле (2.8), умножается на коэффициент kN, учитывающий неодинаковость длин линий и плотностей тока на головных участках линий, определяемый по формуле: |
(2.10)
При отсутствии данных о коэффициенте заполнения графика и (или) коэффициенте реактивной мощности принимается kз = 0,3; tg φ = 0,6.
При отсутствии учета электроэнергии, отпускаемой в линии 0,38 кВ, ее значение определяется, вычитая из энергии, отпущенной в сеть 6-20 кВ, потери в линиях и трансформаторах 6-20 кВ и энергию, отпущенную в трансформаторную подстанцию (далее – ТП) 6-20/0,4 кВ и линии 0,38 кВ, находящиеся на балансе потребителей.
Далее произведем расчет по формулам (2,6)-(2.10):
,
,
,
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
