Главная Иностранные языки Информатика Искусство и культура Исторические личности Матметоды в эк-ке Метрология Неопределено Режущий инструмент Реклама и PR Ресторанно-гостиничный бизнес бытовое обслуживан Государственное регулирование и налогообложение Гражданское право Гражданское процессуальное право САПР Стратегический менеджмент Схемотехника Уголовное право Уголовный процесс Управление персоналом Физика Эктеория Электротехника Этика эстетика Юридпсихология Карта сайта	Рефераты. Электроснабжение рассредоточенных потребителей ХХХ района 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

Расчетные значения

ТП №1

2,688 %, принимается стандартная регулируемая надбавка равная 2,5 %,

7,696 %, что составляет 28,88 В.

ТП №2 (ст. малая Донская)

3,08925 %, принимается стандартная регулируемая надбавка равная 2,5 %,

4,74 %, что составляет 17,86 В.

ТП №3 (ст. Донская)

3,00075 %, принимается стандартная регулируемая надбавка равная 2,5 %,

5,501 %, что составляет 20,9 В.

Определение сечения проводов и фактических потерь напряжения, мощности и энергии в сетях 0,38 кВ

Сечения проводов ВЛ-0,38 кВ определяются по экономическим интервалам, или по допустимой потере напряжения по формулам, соответствующим конфигурации сети.

Сечения проводов магистрали по допустимой потере напряжения определяются по формуле

, (31)

где g - удельная проводимость провода, (для алюминия g=32 Ом м /мм2);

DUдоп.а – активная составляющая допустимой потери напряжения, В;

Рi – активная мощность i-го участка сети, Вт;

Li – длина i-го участка сети, м;

Uном – номинальное напряжение сети, В.

Активная составляющая допустимой потери напряжения определяется по формуле

где DUр – реактивная составляющая допустимой потери напряжения, В.

реактивная составляющая допустимой потери напряжения определяется по формуле

где Qi – реактивная мощность i-го участка сети, квар;

Li – длина i-го участка сети, км;

хо – удельное индуктивное сопротивление провода, Ом/км;

Uном – номинальное напряжение, кВ.

Фактическая потеря напряжения определяется по формуле:

(32)

Для повышения пропускной способности и уменьшения сечения проводов у потребителей, имеющих большую реактивную мощность (25 и более квар) устанавливается поперечная емкостная компенсация.

Расчетная реактивная мощность после установки поперечной компенсации определяется по формуле

где Qp.дк. – расчетная реактивная мощность до компенсации.

Таблица 13 Компенсация реактивной мощности сети 0,38 кВ

Участок сети

Рд, кВт

Qд, квар до компенсации

Qд, квар после компенсации

Sд, кВА

Рв, кВт

Qв, квар до компенсации

Qв, квар после компенсации

Sв, кВА

Компенсатор

тип/мощность

ТП №1

617 - 604

0,9

0,4

0,984

2,5

0,9

2,657

383 - 617

2,7

1,5

3,088

6,5

2,92

7,125

540 - 338

15,62

561 - 540

27,3

31,643

12,4

21,857

561 - 508

177 - 561

35,1

39,912

27,6

15,4

31,605

383 - 509

517 - 383

12,2

4,9

13,147

20,7

5,8

21,497

ТП - 517

37,9

39,754

33,2

9,6

34,56

314 - 360

39,051

314 - 615

1,7

1,07

2,008

2,05

4,494

177 - 328

33,97

188 - 177

89,2

71,2

21,2

91,684

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11