Реферат: Система электроснабжения сельскохозяйственного населенного пункта
--PAGE_BREAK--Нагрузки на вводе потребителей ТП-5:1. Мельница с жерновым поставом 8/4:
РД=17 кВт; QД=13 квар;
РВ=1 кВт; QВ=0 квар;
Рэд=22 кВт;
2. ЗАВ-40:
РД=35 кВт; QД=35 квар;
РВ=36 кВт; QВ=32 квар;
3. Материальный склад:
РД=3 кВт; QД=2 квар;
РВ=1 кВт; QВ=0 квар;
4. Столярный цех:
РД=15 кВт; QД=10 квар;
РВ=1 кВт; QВ=0 квар;
Нагрузки на вводе потребителей ТП-1:
1.Лесопильный цех с пилорамой ЛРМ-79:
РД=16 кВт; QД=18 квар;
РВ=18 кВт; QВ=2 квар;
Рэд=22 кВт;
2. Стоянка для тракторов:
РД=5 кВт; QД=3 квар;
РВ=3 кВт; QВ=0 квар;
3. Р-65:
РД=23 кВт; QД=27 квар;
РВ=2 кВт; QВ=0 квар;
2. Расчет электрических нагрузок
Расчет электрических нагрузок линий напряжением 0,38 кВ производится исходя из расчетных нагрузок на вводе потребителей и коэффициентов одновременности:
Рд=коSРдi, (2.1)
Рв=коSРвi, (2.2)
Qд=коSQдi, (2.3)
Qв=коSQвi,(2.4)
где Рд, Рв — расчетные активные дневная и вечерняя нагрузки на участке линии;
Qд, Qв– то же, реактивные нагрузки;
Рдi, Рвi, Qдi, Овi— нагрузки на вводе i-го потребителя;
ко — коэффициент одновременности.
Если нагрузки потребителей отличаются более чем в 4 раза, то расчетные нагрузки участков линий определяют по добавкам мощностей:
Рд = Рд наиб + <img width=«60» height=«52» src=«ref-1_1695233162-391.coolpic» v:shapes="_x0000_i1026">, (2.5)
Рв = Рв наиб + <img width=«59» height=«52» src=«ref-1_1695233553-389.coolpic» v:shapes="_x0000_i1027">, (2.6)
где Рд – наибольшая дневная нагрузка из всех слагаемых нагрузок потребителей;
<img width=«39» height=«27» src=«ref-1_1695233942-243.coolpic» v:shapes="_x0000_i1028">- добавка к наибольшей нагрузке от активной нагрузки i-го потребителя.
Определение электрических нагрузок ТП-5
Мельница с жерновым поставом 8/4:
РД=17 кВт; QД=13 квар;
РВ=1 кВт; QВ=0 квар;
Рэд=22 кВт;
<img width=«205» height=«32» src=«ref-1_1695234185-457.coolpic» v:shapes="_x0000_i1029"> кВА; (2.7)
<img width=«176» height=«29» src=«ref-1_1695234642-375.coolpic» v:shapes="_x0000_i1030"> кВА; (2.8)
<img width=«205» height=«49» src=«ref-1_1695235017-488.coolpic» v:shapes="_x0000_i1031"> А; (2.9)
<img width=«156» height=«41» src=«ref-1_1695235505-479.coolpic» v:shapes="_x0000_i1032"> ; (2.10)
Расчет параметров других нагрузок ТП-5 производится аналогично. Результаты расчетов приведены в таблице 1.
2. Расчет параметров освещения.
В курсовом проекте освещение территорий хозяйственных дворов принимается из расчета 250 Вт на помещение и 3 Вт на погонный метр длины периметра хоздвора.
Принимаем периметр одного хоздвора равным П= 100м. Тогда, учитывая, что количество хоздворов равно n= 4, имеем:
<img width=«280» height=«41» src=«ref-1_1695235984-528.coolpic» v:shapes="_x0000_i1033"> кВт.
Освещение помещений:
<img width=«208» height=«25» src=«ref-1_1695236512-329.coolpic» v:shapes="_x0000_i1034"><img width=«12» height=«23» src=«ref-1_1695236841-73.coolpic» v:shapes="_x0000_i1035">кВт.
Суммируем нагрузки ТП-5 учитывая при этом правила (2.5) и (2.6) и определяем коэффициенты мощности:
<img width=«257» height=«27» src=«ref-1_1695236914-461.coolpic» v:shapes="_x0000_i1036">кВт;
<img width=«288» height=«25» src=«ref-1_1695237375-468.coolpic» v:shapes="_x0000_i1037">кВт;
<img width=«195» height=«27» src=«ref-1_1695237843-360.coolpic» v:shapes="_x0000_i1038">квар;
<img width=«72» height=«25» src=«ref-1_1695238203-192.coolpic» v:shapes="_x0000_i1039">квар;
<img width=«199» height=«31» src=«ref-1_1695238395-406.coolpic» v:shapes="_x0000_i1040"> кВА;
<img width=«184» height=«29» src=«ref-1_1695238801-367.coolpic» v:shapes="_x0000_i1041">кВА;
<img width=«155» height=«44» src=«ref-1_1695239168-394.coolpic» v:shapes="_x0000_i1042">;
<img width=«145» height=«64» src=«ref-1_1695239562-372.coolpic» v:shapes="_x0000_i1043">
Таблица 1 Определение нагрузок линии 0,38 кВ и ТП-5
Линии
Потребители
Количество, шт.
К0
Активная нагрузка, кВт
Реактивная нагрузка, квар
на вводе
расчетная
на вводе
расчетная
Рдi
Рвi
Рд
Рв
Qдi
Qвi
Qд
Qв
Л1
1. Мельница с жерновым поставом 8/4
1
1
17
1
17
1
13
-
13
-
2.ЗАВ-40
1
1
35
36
35
36
35
32
35
32
Л2
3.Материальный склад
3
0,8
3
1
7,2
2,4
2
-
4,8
-
4.Столярный цех
1
1
15
1
15
1
10
-
10
-
Наружное освещение: помещений
12
1
-
0,25
-
3
-
-
-
-
Хоздворов (100*0,003 кВт /м)
12
1
-
0,3
-
3,6
-
-
-
-
Нагрузка ТП5
-
-
-
-
60,2
43,2
-
-
52,5
32
продолжение
--PAGE_BREAK--Определение электрических нагрузок ТП-1
Например, для мельницы с жерновым поставом:
РД=17 кВт; QД=13 квар;
РВ=1 кВт; QВ=0 квар;
<img width=«203» height=«32» src=«ref-1_1695239934-453.coolpic» v:shapes="_x0000_i1044"> кВА;
<img width=«200» height=«29» src=«ref-1_1695240387-390.coolpic» v:shapes="_x0000_i1045"> кВА;
<img width=«173» height=«45» src=«ref-1_1695240777-423.coolpic» v:shapes="_x0000_i1046"> ;
<img width=«131» height=«47» src=«ref-1_1695241200-319.coolpic» v:shapes="_x0000_i1047">.
Расчет параметров других нагрузок ТП-1производится аналогично. Результаты расчетов приведены в таблице 2.
Расчет параметров освещения.
Принимаем периметр одного хоздвора равным П= 100м. Тогда, учитывая, что количество хоздворов равно n= 3, имеем:
<img width=«281» height=«41» src=«ref-1_1695241519-532.coolpic» v:shapes="_x0000_i1048"> кВт.
Освещение помещений:
<img width=«241» height=«25» src=«ref-1_1695242051-386.coolpic» v:shapes="_x0000_i1049"><img width=«12» height=«23» src=«ref-1_1695236841-73.coolpic» v:shapes="_x0000_i1050">кВт.
Суммируем нагрузки ТП-1 учитывая при этом правила (2.5) и (2.6) и определяем коэффициенты мощности:
<img width=«171» height=«27» src=«ref-1_1695242510-332.coolpic» v:shapes="_x0000_i1051">кВт;
<img width=«231» height=«25» src=«ref-1_1695242842-387.coolpic» v:shapes="_x0000_i1052">кВт;
<img width=«177» height=«27» src=«ref-1_1695243229-342.coolpic» v:shapes="_x0000_i1053"> квар;
<img width=«64» height=«25» src=«ref-1_1695243571-175.coolpic» v:shapes="_x0000_i1054"> квар;
<img width=«183» height=«31» src=«ref-1_1695243746-384.coolpic» v:shapes="_x0000_i1055"> кВА;
<img width=«176» height=«29» src=«ref-1_1695244130-356.coolpic» v:shapes="_x0000_i1056">кВА;
<img width=«153» height=«44» src=«ref-1_1695244486-388.coolpic» v:shapes="_x0000_i1057">;
<img width=«129» height=«44» src=«ref-1_1695244874-339.coolpic» v:shapes="_x0000_i1058">
Таблица 2 Определение электрических нагрузок ТП-1
Потребители
Кол-во
Ко
Активная нагрузка, кВт
Реактивная нагрузка, квар
на вводе
расчетная
на вводе
расчетная
Рдi
Рвi
Рд
Рв
Qдi
Qвi
Qд
Qв
1. Мельница вальцовая
1
1
16
2
16
2
18
-
18
-
2.Материальный склад
1
1
5
2
5
2
3
-
3
-
3.Мастерские
1
1
23
2
23
2
27
-
27
4
Наружное освещение помещений
3
1
-
0,25
-
0,75
-
-
-
-
Наружное освещение хоздворов периметром по 100 м
3
1
-
0,3
-
0,9
-
-
-
-
Нагрузка ТП1
-
-
-
-
35,8
7,65
-
-
40
4
продолжение
--PAGE_BREAK--
Результаты расчета нагрузок сводятся в таблицу 3. Токи ТП1 и ТП5 не рассчитываются, так как расчетные мощности этих ТП будут определены только после компенсации реактивной мощности.
Таблица 3. Сводные данные расчета нагрузок
Элементы сети
Мощность
Ток, А
Коэффициент мощности
Активная, кВт
Реактивная, квар
Полная, кВт
Рд
Рв
Qд
Qв
Sд
Sв
Iд
Iв
Cosjд
Cosjв
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
ТП-1
35,8
7,7
40
-
53,7
7,7
81,3
11,6
0,67
1
ТП-2
110
55
84
40
138,4
68
209,7
103,1
0,79
0,81
ТП-3 60 82 40 51 72,1 96,6 109,3 146,3 0,83 0,85 ТП-4 - 129 - 19 - 130,4 - 197,6 - 0,99
ТП-5
60,2
43,2
52,5
32
79,9
53,8
121
81,5
0,75
0,8
ТП-6 66 139 44 22 79,3 140,7 120,2 213,2 0,83 0,99 После компенсации реактивной мощности
ТП-1
35,8
7,7
10
-
37,2
10
56,4
15,2
0,96
1
ТП-2
110
55
9
10
110,4
55,9
167,3
84,7
0,99
0,98
ТП-3
60 82
10
1
60,8
82
92,1
124,2
0,99
1
ТП-4
- 129
-
19
-
130,4
-
197,6
-
0,99
ТП- 5
60,2
43,2
2,5
2
60,3
43,3
91,4
138,5
0,99
0,99
ТП-6
66 139
4
22
66,1
140,7
100,2
213,2
0,99
0,99
продолжение
--PAGE_BREAK--
3. Компенсация реактивной мощности
При естественном коэффициенте мощности линии или ТП меньше 0,95 рекомендуется компенсация реактивной мощности /2/.
Необходимо выбрать конденсаторные батареи БК для ТП5 и ТП1 и установить их на шинах 0,4 кВ этих ТП.
По естественному коэффициенту мощности (таблица 3 определяют, где и когда необходима компенсация.
Для ТП-1 согласно данным таблицы:
Рд= 35,8 кВт; Qд = 40 квар; Cosjд = 0,67;
Рв = 7,7 квар; Qв = 0 квар; Cosjв = 1;
Для ТП-2:
Рд= 110 кВт; Qд = 84 квар; Cosjд = 0,79;
Рв =55 квар; Qв = 40 квар; Cosjв = 0,81;
Для ТП-3:
Рд= 60 кВт; Qд = 40 квар; Cosjд = 0,83;
Рв = 82 квар; Qв = 51 квар; Cosjв = 0,85;
Для ТП-4:
Рв = 129 квар; Qв = 19 квар; Cosjв = 0,99;
Для ТП-5:
Рд= 60,2 кВт; Qд = 52,5 квар; Cosjд = 0,75;
Рв = 43,2 квар; Qв = 32 квар; Cosjв = 0,8;
Для ТП-6:
Рд= 66 кВт; Qд = 44 квар; Cosjд = 0,83;
Рв = 139 квар; Qв = 22 квар; Cosjв = 0,99;
Определяем реактивную мощность Qк, которую необходимо компенсировать до cosц = 0,95
Qк= Qест— 0,33 P(3.1)
где Qест — естественная (до компенсации) реактивная мощность.
Для ТП-2 согласно данным таблицы 3:
Qкд= 84 — 0,33·110 = 47,7 кВАр;
Qкв= 40 — 0,33·55 = 21,85 кВАр.
Для других ТП расчет производиться аналогично.
Выбираем мощность конденсаторных батарей Qбк, при этом перекомпенсация не рекомендуется:
Qк< Qбк<Qест. (3.2)
Номинальные мощности конденсаторных батарей на напряжение 0,38 кВ, кВАр следующие: 20, 25, 30, 40, 50, 75, 100, 125, 150 и т. д.
Например, для ТП-2:
QбкД = 75 кВАр;
QбкВ = 30 кВАр;
Батарею конденсаторов лучше выбирать одной и той же для дневного и вечернего максимумов. Если это сделать не удается, то выбираем две батареи (иногда больше), причем в один максимум они включены обе, в другой — только одна.
Например, для ТП-5: QбкД = 50 кВАр;
QбкВ = 30 кВАр,
причем в дневной максимум нагрузки включаем обе конденсаторные батареи QбкД = 125 кВАр, а в вечерний максимум нагрузки включается только одна батарея QбкВ = 30 кВАр.
Для других ТП мощности конденсаторных батарей выбираются аналогично. Результаты расчетов и выбора представлены в таблице 4.
Определяют некомпенсированную реактивную мощность
Q= Qест — Qбк (3.3)
Для ТП-2:
Qд = Qест д— Qбк = 84 – 75 = 9 кВАр;
Qв= Qест в— Qбк = 40 – 30 = 10 кВАр.
Для других ТП некомпенсированная реактивная мощность рассчитывается аналогично. Результаты расчетов представлены в таблице 4.
Рассчитывают полную нагрузку трансформаторных подстанций с учетом компенсации
S=<img width=«77» height=«31» src=«ref-1_1695245213-336.coolpic» v:shapes="_x0000_i1059">. (3.4)
Для ТП-1: Sд= <img width=«132» height=«28» src=«ref-1_1695245549-293.coolpic» v:shapes="_x0000_i1060"> кВА;
Sв = <img width=«112» height=«28» src=«ref-1_1695245842-251.coolpic» v:shapes="_x0000_i1061"> кВА.
Для других ТП полная нагрузка трансформаторных подстанций с учетом компенсации рассчитывается аналогично.
Определяем коэффициенты мощности после компенсации по формулам (2.7)…(2.11).
Для ТП-1: соsjд= <img width=«81» height=«44» src=«ref-1_1695246093-268.coolpic» v:shapes="_x0000_i1062">;
cosjв=<img width=«51» height=«44» src=«ref-1_1695246361-177.coolpic» v:shapes="_x0000_i1063">.
Данные по компенсации реактивной мощности сводятся в таблицу 4.
Сводные данные после компенсации, занесены в таблицу 3.
Таблица 4 Сводные данные по компенсации реактивной мощности
4 Выбор потребительских трансформаторов
Номинальную мощность трансформаторов 6/0,4; 10/0,4; 20/0,4 и 35/0,4 кВ выбираем по экономическим интервалам нагрузок в зависимости от расчетной полной мощности, среднесуточной температуры охлаждающего воздуха и вида нагрузки.
Для рассматриваемого примера на ТП1 и ТП5 необходимо установить трансформаторы мощностью 40 кВА и 100 кВА.
Для всех ТП выбираем трансформаторы и записывают их основные технические данные (таблица 5).
Таблица 5 Основные технические данные трансформаторов 10 / 0,4 кВ
№ ТП
Sрасч, кВа
Тип
Sт ном, кВа
Uвн ном, кВ
Uнн ном, кВ
DРхх, кВт
DРк, кВт
Uк%
ПБВ %
DW, кВт/ ч год
1
37,2
ТМ
63
10
0,4
0,265
1,28
4,5
±2 × 2,5
2767,2
2
110,4
ТМ
160
10
0,4
0,565
2,65
4,5
±2 × 2,5
6715,7
3
82
ТМ
100
10
0,4
0,365
1,97
4,5
±2 × 2,5
4919,4
4
130,4
ТМ
160
10
0,4
0,565
2,65
4,5
±2 × 2,5
7413,7
5
60,3
ТМ
63
10
0,4
0,265
1,28
4,5
±2 × 2,5
3845,8
6
140,7
ТМ
160
10
0,4
0,565
2,65
4,5
±2 × 2,5
7818,3
Итого
706
30480,1
продолжение
--PAGE_BREAK--
Потери энергии в трансформаторах определяют по формуле
<img width=«245» height=«53» src=«ref-1_1695246538-621.coolpic» v:shapes="_x0000_i1064"> (4.1)
где DРх и DРк — потери мощности холостого хода и короткого замыкания в трансформаторе;
t— время максимальных потерь, определяют по зависимости t=f(Tmax), где время использования максимальной мощности Tmaxвыбирают в зависимости от характера нагрузки по таблице 6
Таблица 6 Зависимость Тmaxи tот расчетной нагрузки
Ррасч, кВт
Характер нагрузки
Коммунально-бытовая
производственная
смешанная
Время, ч
Tmax
t
Tmax
t
Tmax
t
0...10
900
300
1100
400
1200
500
1200
500
1500
500
1700
600
20...50
1600
600
2000
1000
2200
1100
50...100
2000
1000
2500
1300
2800
1500
100...250
2350
1200
2700
1400
3200
2000
250...300
2600
1400
2800
1500
3400
2100
300…400
2700
1450
2900
1530
3450
2120
400…600
2800
1500
2950
1600
3500
2150
600...1000
2900
1600
3000
1630
3600
2200
Так например, для ТП-1 принимаем в соответствии с таблицей 6 для производственного характера нагрузки для Ррасч= 30,38 кВт <img width=«13» height=«15» src=«ref-1_1695247159-85.coolpic» v:shapes="_x0000_i1065"> = 1000 часов, тогда потери на ТП-1 определятся как:
<img width=«331» height=«49» src=«ref-1_1695247244-730.coolpic» v:shapes="_x0000_i1066">кВт/ч год.
Для других ТП потери энергии рассчитывается аналогично. Результаты расчета нагрузок сводятся в таблицу 5.
5. Электрический расчет линии напряжением 10 кВ
Электрический расчет воздушных линий (BЛ) производится с целью выбора марки и сечения проводов и определения потерь напряжения и энергии (таблица 5.1). Приведем пример расчета линии по схеме (рисунок 5.1.)
Определим нагрузку в точке 3
S3 = S4 + S5 = 92 + j16 + 145 + j16 = 237 + j32 кВА.
Раскольцуем сеть и получим расчётную схему (рисунок 5.2).
<img width=«393» height=«235» src=«ref-1_1695247974-7336.coolpic» v:shapes="_x0000_i1067">
Рисунок 5.1 Расчётная схема ВЛ 10 кВ
<img width=«475» height=«106» src=«ref-1_1695255310-5695.coolpic» v:shapes="_x0000_i1068">
Рисунок 5.2 Раскольцованная сеть
Определим потоки мощности на головных участках цепи:
S<img width=«8» height=«25» src=«ref-1_1695261005-78.coolpic» v:shapes="_x0000_i1069">= <img width=«63» height=«53» src=«ref-1_1695261083-403.coolpic» v:shapes="_x0000_i1070">, (5.1)
<img width=«602» height=«41» src=«ref-1_1695261486-1133.coolpic» v:shapes="_x0000_i1071"> кВА;
<img width=«601» height=«40» src=«ref-1_1695262619-1182.coolpic» v:shapes="_x0000_i1072">кВА.
Определим потоки мощности на остальных участках сети по первому закону Кирхгофа:
S1-2 = S0/-1 – S1 = 207,2 + j24 – (35,8 + j10) = 171,4+ j14 кВА;
S2-3 = S1-2 – S2 = 171,4 + j14 – (110 + j9) = 61,4 + j5 кВа;
S8-6 = S0//-8 – S8 = 348,8 + j 39,5 – (139 + j22) = 209,8 + j17,5 кВа;
S6-3 = S8-6 – S6 = 209,8+ j17,5 – (60,2 + j2,5) = 149,6 + j15 кВа.
Нанесем полученные потоки мощности на схему 5.3 и определим точку потокараздела для активной и реактивной мощности, в данном случае имеется одна точка потокараздела как для активной, так и для реактивной мощности.
<img width=«538» height=«150» src=«ref-1_1695263801-9515.coolpic» v:shapes="_x0000_i1073">
Рисунок 5.3 Определение точки потокораздела:
2 – точка потокораздела; ®— направление потока мощности.
Таблица 7 Электрический расчет ВЛ 10 кВ
По экономическим интервалам нагрузок выбираем провода (таблица 9).
Таблица 9 Экономические интервалы нагрузок
Принимаем провод АС 35 на участках: 0-1, 8-6, 0-8.
Принимаем провод АС 25 на участках: 1-2,2-3, 6-3.
Выбранное сечение проверяется по допустимому нагреву /5/ (таблица 10)
Iдоп> Imax, (5.3)
Таблица 10 Допустимый ток провода по нагреву
Провод
А16
А25
А35
А50
А70
А95
А120
АС11
АС12
АС25
АС25
АС50
АС70
I доп, А
105
135
170
215
265
320
375
80
105
130
130
210
265
Для провода АС 35 Iдоп=170 А — условие выполняется.
Для провода АС 25 Iдоп=130 А — условие выполняется.
Для провода АС 50 Iдоп=210А – условие выполняется.
Для выбранных проводов выписываем сопротивления 1 км: активное roи индуктивное хо. Для определения хо принимаем среднее геометрическое расстояние между проводами (для ВЛ 10 кВ принимаем Дсp»1500 мм). Данные по проводам сводят в таблицу 11.
Таблица 11 Данные по проводам
Провод
Д ср, мм
Ro Ом/км
Хо, Ом/мм
Imax, А
Iдоп, А
АС 25
1500
1,146
0,391
8,1
130
АС 35
1500
0,773
0,402
17
170
Рассчитываем потери напряжения на участках в процентах по формуле:
<img width=«287» height=«52» src=«ref-1_1695273316-1086.coolpic» v:shapes="_x0000_i1074">, (5.4)
Например, для участка 1-2:
<img width=«408» height=«48» src=«ref-1_1695274402-959.coolpic» v:shapes="_x0000_i1075">
Для других участков потери напряжения на участках в процентах рассчитываются аналогично. Результаты расчета представлены в таблице 7.
Определяем потери электрической энергии на участках
<img width=«219» height=«29» src=«ref-1_1695275361-611.coolpic» v:shapes="_x0000_i1076">, (5.5)
где tопределяют по таблице 6.
Например, для участка 1-2:
<img width=«301» height=«25» src=«ref-1_1695275972-498.coolpic» v:shapes="_x0000_i1077">кВтч/год;
Для других участков потери электрической энергии на участках в процентах рассчитываются аналогично. Результаты расчета представлены в таблице 7.
6. Оценка качества напряжения у потребителей
Для оценки качества напряжения у потребителей составляем таблицу отклонений напряжения (таблица 12), из которой определяем допустимую потерю напряжения DUдопв линиях 0,38 кВ. Таблицу составляем для ближайшей, расчетной и удаленной трансформаторных подстанций.
ТП6 является ближайшей, ТП5 расчетной, а ТП4 удаленной подстанцией.
Таблица 12 Оценка качества напряжения у потребителей
Элемент электро -
передачи
Величи-на, %
Ближайшая ТП
10 / 0,4
Удаленная ТП 10 / 0,4
Расчетная ТП
10 / 0,4
Нагрузка, %
100
25
100
25
100
25
Шины 10 кВ ГПП
V
+5
+1
+5
+1
+5
+1
Линия 10 кВ
DU
-1,89
-0,47
-1,39
-0,35
-2,51
-0,63
Трансформатор 10 / 0,4:
потери напряжения
DU
-2,01
-0,5
-1,83
-0,46
-2,1
-0,53
надбавка конструктив-ная
V
+5
+5
+5
+5
+5
+5
Надбавка регулируемая
V
0
0
0
0
0
0
Шины 0,4 кВ (£+7,5 %)
V
6,1
9,03
6,78
9,19
5,39
8,84
Линия 0,38 кВ:
DU
-11,1
-
-11,78
-
-10,39
-
Наружная часть
DUдоп
8,6
-
4,28
-
7,89
-
Внутренняя часть
DU
-2,5
-
-2,5
-
-2,5
-
Удаленной потребитель
Vдоп
-5
+5
-5
+5
-5
+5
Из таблицы 12 выясняем, есть ли необходимость в применении дополнительных технических средств для поддержания напряжения у потребителей в допустимых пределах.
Отклонение напряжения в любой точке электропередачи определяем как
Vк= SV+ SDU, (6.1)
где SVи SU— сумма надбавок и сумма потерь напряжения от ГПП до рассматриваемой точки с учетом знака.
В качестве минимального рассматривают обычно режим 25 %-й нагрузки, в котором потери напряжения могут быть приняты как 1/4 часть от максимальных потерь.
В потребительских трансформаторах рассчитываем потери напряжения, %:
<img width=«211» height=«52» src=«ref-1_1695276470-907.coolpic» v:shapes="_x0000_i1078">; (6.2)
где Р и Q— мощности, протекающие через трансформатор (дневные или вечерние) полная мощность которых больше;
Uнoм— номинальное напряжение трансформатора (обмотки низшего или высшего напряжений);
RТи ХТ — активное и реактивное сопротивление трансформатора:
<img width=«141» height=«53» src=«ref-1_1695277377-663.coolpic» v:shapes="_x0000_i1079">; (6.3)
<img width=«296» height=«92» src=«ref-1_1695278040-1583.coolpic» v:shapes="_x0000_i1080">; (6.4)
где Uт.ном— берется то же напряжение, что и в (5.2), В;
Sт.ном— номинальная мощность трансформатора, ВА.
Например, для ТП-6:
<img width=«203» height=«44» src=«ref-1_1695279623-546.coolpic» v:shapes="_x0000_i1081"> Ом;
<img width=«335» height=«76» src=«ref-1_1695280169-1126.coolpic» v:shapes="_x0000_i1082">Ом;
<img width=«345» height=«44» src=«ref-1_1695281295-707.coolpic» v:shapes="_x0000_i1083">.
Для других трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ потери напряжения рассчитываются аналогично. Результаты расчета представлены в таблице 12.
продолжение
--PAGE_BREAK--
еще рефераты
Еще работы по физике