Расчет потерь электроэнергии в силовом трансформаторе. Расчет потерь в трансформатореРасчет потерь электроэнергии в силовом трансформатореАннотация. Статья посвящена анализу расчета потерь в двухобмоточном силовом трансформаторе. Авторы предлагают также практическую реализацию методики расчета потерь трансформатора в MSExcel.Ключевые слова: силовой двухобмоточный трансформатор, расчет потерь электроэнергии, метод средних нагрузок. Передача электрической энергии от источника к конечному потребителю неизбежным образом связана с потерей части мощности и энергии в системе электроснабжения. С ростом тарифов на электроэнергию повышается экономическая значимость проблемы потерь электроэнергии, обусловленная включением в тариф нормативных значений потерь, а также снижением прибыли сетевых компаний из-за сверхнормативных потерь. Также затрудняет подключение к электрическим сетям дополнительных мощностей, а снижение потерь электроэнергии в электрических сетях является эффективным средством повышения их пропускной способности, что позволяет сетевым компаниям расширять объем услуг по доступу потребителей к сетям. Нормативной базой для расчета потерь электроэнергии является Инструкция по организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям, утвержденная приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 30.12.2008 г. № 326 (регистрация Минюста России рег. № 13314 от 12.02.2009 г.). Потери электроэнергии в трансформаторах – один из видов технических потерь электроэнергии, обусловленных особенностями физических процессов, происходящих при передаче энергии. Рассмотрим методику расчета потерь электроэнергии в двухобмоточном силовом трансформаторе за расчетный период (месяц, квартал, год) [1,2]. В России и за рубежом разработано несколько десятков комплексов программ для решения различных задач, связанных с расчетом потерь электроэнергии. Эти комплексы различаются как набором функциональных и сервисных возможностей, стоимостью, надежностью и другими параметрами. Но использование MS Excel продолжает широко применятся российскими энергосетевыми компаниями для расчета потерь электроэнергии, так как не требует специального обучения персонала и имеет понятный и интуитивный интерфейс. Ссылки на источники
e-koncept.ru 6.6 расчет потерь двухобмоточных трансформаторов*. Расчет потерь мощности и электроэнергии в силовом трансформаторе Общую величину потерь активной мощности в трансформаторе определяют по формуле , (*.1) где – паспортные потери холостого хода трансформатора, кВт; –паспортные потери короткого замыкания трансформатора, кВт; –коэффициент загрузки силового трансформатора. По формуле (*.1) кВт. Общую величину потерь реактивной мощности в трансформаторе определяют по формуле , (*.2) где – паспортный ток холостого хода трансформатора, %; –паспортное напряжение короткого замыкания трансформатора, %; –номинальная мощность трансформатора, кВ∙А. По формуле (*.2) = кВт. Полные потери мощности в трансформаторе определяются по формуле: (*.3) кВ∙А. Потери активной энергии в трансформаторе определяются по формуле: , (*.4) где – число часов работы трансформатора в году, час; –время максимальных потерь, условное число часов, в течение которых максимальный ток, протекающий непрерывно, создает потери энергии, равные действительным потерям энергии за год: (*.5) где ТМ – время использования максимума нагрузки, условное число часов, в течение которых работа с максимальной нагрузкой передает за год столько энергии, сколько при работе по действительному графику, час. С учетом известного ТМ: час. По формуле (*.4):
кВт·час. Потери реактивной энергии в трансформаторе определяются по формуле: . (*.6) квар·час. Полные потери элеткроэнергии в трансформаторе определяются по формуле: (*.7) кВ∙А. Стоимость потерь С активной электроэнергии в трансформаторе определяется по формуле: , (*.8) где C0 – средняя стоимость 1 кВт∙часа электроэнергии, руб/кВт∙час. руб/год. Результаты расчета сведены в табл. *.1. Таблица *.1
Расчет потерь мощности и электроэнергии в силовом трансформаторе Общую величину потерь активной мощности в трансформаторе определяют по формуле , (*.1) где – паспортные потери холостого хода трансформатора, кВт; –паспортные потери короткого замыкания трансформатора, кВт; –коэффициент загрузки силового трансформатора. По формуле (*.1) кВт. Общую величину потерь реактивной мощности в трансформаторе определяют по формуле , (*.2) где – паспортный ток холостого хода трансформатора, %; –паспортное напряжение короткого замыкания трансформатора, %; –номинальная мощность трансформатора, кВ∙А. По формуле (*.2) = кВт. Полные потери мощности в трансформаторе определяются по формуле: (*.3) кВ∙А. Потери активной энергии в трансформаторе определяются по формуле: , (*.4) где – число часов работы трансформатора в году, час; –время максимальных потерь, условное число часов, в течение которых максимальный ток, протекающий непрерывно, создает потери энергии, равные действительным потерям энергии за год: (*.5) где ТМ – время использования максимума нагрузки, условное число часов, в течение которых работа с максимальной нагрузкой передает за год столько энергии, сколько при работе по действительному графику, час. С учетом известного ТМ: час. По формуле (*.4):
кВт·час. Потери реактивной энергии в трансформаторе определяются по формуле: . (*.6) квар·час. Полные потери элеткроэнергии в трансформаторе определяются по формуле: (*.7) кВ∙А. Стоимость потерь С активной электроэнергии в трансформаторе определяется по формуле: , (*.8) где C0 – средняя стоимость 1 кВт∙часа электроэнергии, руб/кВт∙час. руб/год. Результаты расчета сведены в табл. *.1. Таблица *.1 Результаты расчета потерь мощности и электроэнергии в силовом трансформаторе
Отчет сформирован автоматически на сайте www.online-electric.ru studfiles.net Холдинг "Энергия" - мини-расчет потерьПример Расчета технологических потерь электроэнергии при ее передаче из сетей Сетевой организации в сети Потребителя: Наименование организации Потребителя: ОАО «***» Адрес объекта:________ ТП №453 (счетчик №797198) Расчет потерь в силовом трансформаторе и кабельной линии 1. Потери электроэнергии в трансформаторе рассчитываются по формуле: ∆Wт = ∆Wхх + (∆Wн1 х Wт/100) , кВт*час, где∆Wxx = ∆Рxx х То х (Ui /Uном)2 - потери холостого хода силового трансформатора, кВт*час; ∆Wн1 = (∆Wн / Wт) х 100% - относительные нагрузочные потери силового трансформатора, %;∆Wн = Кк х ∆Рср х Тр х Кф2 - нагрузочные потери силового тр-ра, кВт*час; Кф2 = (1+2Кз)/3Кз ― квадрат коэффициента формы графика за расчетный период, у.е.; Кз = [Wт / (Sн х Тр х cosφ)] х 10-3 - коэффициент загрузки тр-ра ( заполнения графика), у.е.; ∆Рср = 3 х I2ср х R х 10-3 - потери мощности в силовом тр-ре, кВт; Iср=Wт /(√3 х Uср х Тр х cos φ) – средняя нагрузка за расчетный период, А; R = (∆Ркз х U2ном /S2ном) х 10-3 - активное сопротивление силового тр-ра, Ом; Кк ― коэффициент, учитывающий различие конфигураций графиков активной и реактивной нагрузки (справочная величина, принимается равным 0,99), у.е.
Расчет потерь в трансформаторе: ∆Wхх =1001 кВт*ч; Кф2 =4,3338; Кз = 0,0909; R =0,6893 Ом; ∆Wн = 182,2 кВт*час; Iср=5,3407; ∆Рср = 0,0590; %потерь ∆Wн1 =0,49 Итого: ∆Wт = 1001 кВт*час +0,491% 2. Потери электроэнергии в линии электропередачи (Тип силового кабеля — 6кВ АСБ 3*240мм2) рассчитываются по формуле: ∆Wкл =1,1*n*p*I2*L/g*0,001*T , гдеn - число фаз линии = 3p - удельное сопротивление материала, Ом*мм2/м = 0,0271I - среднеквадратичный ток линии, А =5,3407L - длина линии, м =50g - сечение провода, мм2 = 240T - время работы за расчетный период, час-=7201,1 - коэфф. учитывающий сопрот конт.,скрутку жил и способ прокладки линийСправочно удельные сопративления меди, алюминия и стали:
Потери ∆Wкл =0,38 кВт*ч; %потерь ∆Wкл =0,001 ИТОГО: общий % потерь=0,492; ВСЕГО ∆W = 1001 кВт*час +0,492% Произвести расчет можно с помощью удобного калькулятора, выполненного в формате Exel-таблицы Произвести более сложный расчет с большим количеством объектов электросетевого хозяйства, можно осуществить с помощью специализированного программного комплекса (РТП-3, либо Програсс++), оставив заявку в форме обратной связи с приложением необходимых первичных документов. holding-energy.ru 2.4 Расчет потерь мощности в выбранных трансформаторахРасчет потерь мощности в выбранных трансформаторах необходим для определения затрат на возмещение потерь электроэнергии. Потери активной (кВт) и реактивной(квар) мощностей в трансформаторах определяют по формулам: ,(2.8) ,(2.9) где и- потери холостого хода и короткого замыкания, кВт; - ток холостого хода трансформатора, %; uкз - напряжение короткого замыкания трансформатора, %; N - количество трансформаторов; - фактический коэффициент загрузки трансформаторов. Уточняем нагрузку в сети 0,4 кВ с учетом реальных потерь в выбранных трансформаторах: . (2.10) Из справочных данных находим для трансформатора ТМ160/10 мощностью 160 кВА с первичным напряжением 10 кВ его параметры: ΔРхх = 0,56 кВт; ΔРкз = 2,65 кВт; ixx = 2,4%; uкз = 4,5%. Рассчитаем потери активной мощности в трансформаторах: ΔРТ1+Т2 = 2(0,56 + 2,65·0,55) = 4,04 кВт. Потери реактивной мощности: ΔQT1+Т2 = 2·160(0,024+0,045·0,55) = 14,02 квар. Результаты расчёта потерь вносим в таблицу 2.6. Уточним нагрузку фермы с учетом реальных потерь в выбранных трансформаторах. В нормальном режиме работы сети 0,4 кВ с исходными данными: Расчётные мощности потребителей от трансформатора Т1 Рр1 = 112 кВт; Qр1 = 85 квар (см. табл. 2.1) ΔРТ1 = 2,02 кВт; ΔQT1 = 7,01 квар. Максимальная нагрузка на трансформатор Т1 кВА. Таблица 2.6 - Расчет потерь мощности в трансформаторах
Расчётные мощности потребителей от трансформатора Т2 Рр2 = 72 кВт; Qр2 = 10 квар (см. табл. 2.1) ΔРТ2 = 2,02 кВт; ΔQT2 = 7,01 квар. Максимальная нагрузка на трансформатор Т2 кВА. В послеаварийном режиме работы сети 0,4 кВ только для потребителей II категории надёжности (работает только Т1): Рр1 = 112 кВт; Qр1 = 85 квар (см. табл. 2.1) ΔРТ1 = 2,02 кВт; ΔQT1 = 7,01 квар. Максимальная нагрузка на трансформатор Т1 кВА. Полученные данные расчетов сводим в таблицу 2.7. Таблица 2.7 – Расчётные нагрузки с учетом реальных потерь в трансформаторах
studfiles.net 3.2. Расчет потерь мощности в трансформаторахПотери активной мощности в трансформаторах определяются по формуле [1], кВт: ; (13) реактивной, квар, – , (14) где – количество установленных трансформаторов; и – потери холостого хода и короткого замыкания, кВт; –ток холостого хода, %; –напряжение короткого замыкания, %; –мощность нагрузки трансформаторной подстанции, кВ·А; –номинальная мощность трансформатора, кВ·А. Результаты расчета необходимо представить в виде табл. 6. Таблица 6 Результаты расчета потерь активной и реактивной мощности в трансформаторах
4. Электрический расчет сети напряжением 10 кВ4.1. Электрический расчет схемы одностороннего питания сети напряжением 10 кВОдиночная магистраль, питаемая с одной стороны, проста по конструктивному исполнению, но не обеспечивает высокой надежности электроснабжения, поскольку любое повреждение отражается на питании всех приемников, присоединенных к ней. Разомкнутые сети применяют по следующим причинам. Во-первых, в разомкнутых схемах почти в два раза ниже токи короткого замыкания, чем в замкнутых. Это позволяет применять дешевую коммутационную аппаратуру, устанавливаемую в цепях напряжением 6 и 10 кВ. Во-вторых, для обеспечения селективности релейной защиты потребуется дорогая и сложная аппаратура, вследствие малых индуктивных сопротивлений кабельных линий, широко применяемых в этих сетях. Экономические и технические преимущества, достигаемые при использовании простой и дешевой коммутационной аппаратуры и релейной защиты, превосходят ущерб, определяемый особенностями разомкнутых распределительных сетей. В соответствии с ПУЭ [4] питание подстанций, предназначенных для электроснабжения электроприемников первой категории, должно осуществляться при одностороннем питании по двухцепной ЛЭП. Электрический расчет схемы одностороннего питания сети напряжением 10 кВ начинают с составления расчетной схемы в соответствии с рис. 5. Расчетную схему необходимо привести в пояснительной записке на листе формата А4 в масштабе.
Рис. 5. Расчетная схема одностороннего питания сети 10 кВ На расчетной схеме кроме длины участков указывают суммарные мощности SΣ1 – SΣ3 от нагрузок подстанций SТП1 – SТП3 с учетом потерь мощности ∆SТП1 – ∆SТП3, передаваемые по участкам l1 – l3. Суммарная активная мощность, передаваемая по i-му участку сети, определяется по формуле: SΣi= PΣi+ j QΣi, (15) где PΣi и QΣi – суммарные активная и реактивная мощности, протекающие по i-му участку. Например, для участка длиной l1 суммарную передаваемую активную и реактивную мощности можно определить по формулам: PΣ1= PТП1+ PТП2 +PТП3 + ΔPтр1 + ΔPтр2 + ΔPтр3; (16) QΣ1= QТП1+ QТП2 +QТП3 + ΔQтр1 + ΔQтр2 + ΔQтр3. (17) Аналогично определяются суммарные активные PΣ2, PΣ3 и реактивные QΣ2, QΣ3 мощности. Величины ΔPтр1 – ΔPтр3 и ΔQтр1 – ΔQтр3 рассчитаны в подразд. 3.2, PТП1 и PТП2 заданы в исходных данных (см. табл. 1), PТП3 рассчитана в разд. 3. По аналогии с формулой (15) определяются нагрузки подстанций SТП1 – SТП3 и потери мощности ΔSТП1 – ΔSТП3 в трансформаторах подстанции: SТПi= PТПi+ j QТПi; (18) ΔSТПi= Pтрi+ j Qтрi. (19) Зная суммарную мощность и номинальное напряжение сети, принимаемое равным 10 кВ, определяются токи I1 – I3, протекающие по участкам, по формуле, А: . (20) При проектировании воздушных линий напряжением до 500 кВ включительно выбор сечения провода производится по нормированным обобщенным показателям. В качестве таких показателей используются нормированные значения экономической плотности тока. Введем понятие «экономическое сечение провода» Fэк – это сечение, при котором приведенные затраты на линию будут наименьшими. Плотность тока, соответствующая экономическому сечению, называется экономической плотностью тока jэк. Данная плотность тока не зависит от нагрузки, а определяется только типом проводов (изолированные, неизолированные), материалом, районом проложения линии и временем использования максимума активной мощности Тmax. Время использования максимума нагрузки – это условное время, в течение которого линия, работая с максимальной нагрузкой Imax, передала бы такое же количество энергии, что и при работе по действительному графику I(t) за год. Значения плотности тока для воздушных линий, нормированные в соответствии с правилами [4], приведены в табл. 7. Таблица 7 Нормированные значения плотности тока для воздушных линий
Экономическая площадь сечения провода определяется по формуле, мм2: , (21) где Iэкв – эквивалентный расчетный ток, А. Эквивалентный расчетный ток – это неизменный по длине линии ток, который вызывает в ней те же потери, что и все действительные токи на отдельных участках. Как видно из определения – это условное понятие, которое используется в случае, если в сети, различные участки которой можно выполнить проводами разного сечения, используют провода одного сечения. Эквивалентный расчетный ток находят по формуле, А: . (22) Рассчитывается экономическая площадь сечения провода для схемы одностороннего питания и округляется до ближайшего стандартного значения. При выполнении курсовой работы на основании расчета рекомендуется выбрать алюминиевые или сталеалюминиевые провода из справочных материалов [2, 3], каталогов или прил. 1 и привести их параметры в расчетно-пояснительной записке. Далее необходимо проверить выбранные провода по допустимой потере и отклонению напряжения. По нагреву выполнять проверку не обязательно, так как нормированная экономическая плотность тока значительно ниже плотности тока, допустимой по нагреванию (для алюминия jнагр = 4 А/мм2, для меди jнагр = 7 А/мм2 ). Сечение провода проектируемой воздушной линии должно обеспечивать выполнение следующего условия (см. рис. 5): потери напряжения от пункта питания (в данном случае ГПП) до наиболее удаленных приемников (ТП3) в различных режимах не должны быть больше допустимого значения. Для сетей напряжением 10 кВ допустимые потери напряжения в нормальном режиме рекомендуется принимать 8 % от номинального (800 В), а в аварийном – 12 % (1200 В). Расчет необходимо произвести для двух режимов: нормального, когда в работе находятся обе цепи ЛЭП, и аварийного, когда в работе находится одна ЛЭП. При выполнении данного расчета следует обратить внимание на то, что сопротивление линии в нормальном режиме в два раза меньше, чем в аварийном. Потери напряжения до наиболее удаленной точки сети определяются как сумма потерь напряжения на всех участках, В: , (23) где –потери напряжения на i-м участке, В, . (24) Потери напряжения до наиболее удаленной точки сети, полученные по формуле (23), сравнивают с допустимыми: ΔU ≤ ΔUдоп. (25) Если условие (25) не выполняется для какого-либо из режимов, то необходимо увеличить сечение провода и проверку повторить. В связи с тем, что режим работы сетей, а также их нагрузок, постоянно меняется, – меняется и напряжение у приемников электроэнергии. Плавные длительные изменения называют установившимся отклонением напряжения. Эту величину определяют как разность между напряжением на зажимах электроприемников и их номинальным напряжением [5], %: . (26) В соответствии с ГОСТ 13109-97 [5] принимаются следующие допустимые отклонения напряжения на шинах наиболее удаленного потребителя: для нормального режима – , для остальных режимов –. Отклонение напряжения на шинах наиболее удаленной подстанции (ТП3) рассчитывают для двух режимов: для максимальной и минимальной нагрузки. Для этого необходимо по заданному отклонению напряжения найти напряжение на шинах ГПП для обоих режимов по формулам, кВ: (27) (28) где kmax и kmin – максимальное и минимальное заданные в исходных данных отклонения напряжения на шинах ГПП в относительных единицах (см. табл. 1). Напряжение на шинах наиболее удаленной подстанции в обоих режимах определяется по формуле, кВ: . (29) Отклонение напряжения на шинах наиболее удаленного потребителя, полученное по формуле (26), сравнивают с допустимым: δUmax(min) ≤ δUдоп. (30) Если условие (30) не выполняется для какого-либо из режимов, то необходимо увеличить сечение провода и проверку повторить. studfiles.net 4 Расчет годовых потерь энергии в трансформаторахПродолжительность нагрузок: зима – 185 суток (), лето –180 () 4.1 Расчет для варианта схемы 1Трансформаторы Т-1, Т-2 – ТДЦ-80000/110. Паспортные данные, необходимые для дальнейших расчетов, для этого трансформатора: ,,, Годовые потери энергии в стали одного трансформатора:
Годовые потери энергии в меди для одного двухобмоточного трансформатора определяются по формуле:
Трансформатор Т-3 и Т-4 – АТДЦТН-125000/220/110-У1. Паспортные данные, необходимые для дальнейших расчетов, для этого трансформатора: ,,,,,,,,. Годовые потери энергии в стали автотрансформатора:
Годовые потери энергии в меди в трехобмоточном автотрансформаторе определяются для каждой из обмоток НН, ВН, СН в соответствии с их загрузкой. Удельные потери в обмотках автотрансформатора: (1) (2) (3) где – коэффициент выгодности определяется по формуле:
Годовые потери энергии в меди в обмотках автотрансформатора определяются по формулам:
Годовые потери энергии в меди в трансформаторе равны:
Трансформаторы Т-1, Т-2 – ТДТН – 63000/110. Паспортные данные, необходимые для дальнейших расчетов, для этого трансформатора: ,,,,,,,,. Годовые потери энергии в стали одного трансформатора:
Годовые потери энергии в меди в трехобмоточном трансформаторе определяются для каждой из обмоток НН, ВН, СН в соответствии с их загрузкой. Удельные потери в обмотках трехобмоточного трансформатора:
Годовые потери энергии в меди в обмотках трансформатора определяются по формулам:
Годовые потери энергии в меди в автотрансформаторе равны:
Трансформатор Т-3 – ТД-80000/220. Паспортные данные, необходимые для дальнейших расчетов, для этого трансформатора: ,,, Годовые потери энергии в стали одного трансформатора:
Годовые потери энергии в меди для одного двухобмоточного трансформатора определяются по формуле:
Трансформатор Т-4 – ТДЦ-125000/220. Паспортные данные, необходимые для дальнейших расчетов, для этого трансформатора: ,,, Годовые потери энергии в стали одного трансформатора:
Годовые потери энергии в меди для одного двухобмоточного трансформатора определяются по формуле:
Проведем технико-экономический расчет и сравнение между двумя системными схемами электростанции. Для каждого из сравниваемых вариантов выбора трансформаторов намечается наиболее целесообразная схема электрических соединений РУ на всех напряжениях. Экономическая целесообразность схемы определяется минимальными затратами: (7) где – капиталовложения на сооружения электроустановки, у.е; – нормативный коэффициент экономической эффективности; – годовые эксплуатационные издержки, у.е/год; – ущерб от недоотпуска электроэнергии, у.е/год. В учебном проектировании сравнение вариантов производится без учета ущерба, т.к. это составляющая предполагает определение надежности питания, вероятности и длительности аварийных отключений и других вопросов, рассматриваемых в специальной литературе. При сравнении схем допустимо учитывать капиталовложения только по отличающимся элементам. Стоимость трансформаторов можно определить по выражению:
(8)
где – заводская стоимость трансформаторов; – коэффициент, учитывающий стоимость ошиновки, аппаратов грозо-защиты, заземления, контрольных кабелей до щита управления, строительных и монтажных работ, а также материалов. Годовые эксплуатационные издержки определяются по формуле:
(9)
где – издержки на амортизацию и обслуживание; и – соответствующие отчисления в %; – издержки, связанные с потерями электроэнергии:
(10)
где – стоимость 1 кВт·ч потерь электроэнергии, у.е./кВт·ч; – потери электроэнергии в элементах схемы, кВт·ч. При выполнении РГР допускается принять ., , . Отчисления на амортизацию и обслуживание равны:
Для варианта 1:
Для варианта 2:
Таблица 5 – Технико-экономическое сравнение вариантов
Таблица 6 – Окончательный результат технико-экономического сравнения
Разница в затратах между вариантами 1 и 2 составляет:
что позволяет принять, как наиболее экономичный вариант 2. studfiles.net 4.2. Расчет потерь напряжения в трансформаторахПОДСТАНЦИЙ ПС-1, ПС-2, ПС-3. Расчет потерь напряжения проводим для двух режимов: 1 Нормальный режим при 100% нагрузке. 2 Нормальный режим при 25% нагрузке. Подстанция ПС-1 Напряжение на шинах низкой стороны трансформатора подстанции ПС-1 при 100% нагрузке определяется по формуле: . Потери напряжения в трансформаторе подстанции ПС-1 при 100% нагрузке: , . Определяем коэффициент трансформации: . где n– номер задействованной ступени регулирования РПН (РПН позволяет регулировать напряжение в пределах6). Напряжение на шинах низкой стороны трансформатора подстанции ПС-1 при 100% нагрузке: . Напряжение на шинах низкой стороны трансформатора подстанции ПС-1 при 25% нагрузке определяется по формуле: , . Напряжение на шинах низкой стороны подстанции ПС-1 при 25% нагрузке: , . Подстанция ПС-2 (точка K). Напряжение на шинах низкой стороны трансформатора подстанции ПС-2 при 100% нагрузке: . Потери напряжения в трансформаторе подстанции ПС-2 при 100% нагрузке: , . Определяем коэффициент трансформации: . Напряжение на шинах низкой стороны трансформатора подстанции ПС-2 при 100% нагрузке: . Напряжение на шинах низкой стороны трансформатора подстанции ПС-2 при 25% нагрузке: . Потери напряжения в трансформаторе подстанции ПС-2 при 25% нагрузке: . Напряжение на шинах низкой стороны трансформатора подстанции ПС-2 при 25% нагрузке: . Подстанция ПС-2 (точка C). Напряжение на шинах низкой стороны трансформатора подстанции ПС-2 при 100% нагрузке: . Потери напряжения в трансформаторе подстанции ПС-2 при 100% нагрузке: , . Определяем коэффициент трансформации: . Напряжение на шинах низкой стороны трансформатора подстанции ПС-2 при 100% нагрузке: . Напряжение на шинах низкой стороны трансформатора подстанции ПС-2 при 25% нагрузке: . Потери напряжения в трансформаторе подстанции ПС-2 при 25% нагрузке: . Напряжение на шинах низкой стороны трансформатора подстанции ПС-2 при 25% нагрузке: . Подстанция ПС-3 Напряжение на шинах низкой стороны трансформатора подстанции ПС-3 при 100% нагрузке определяется по формуле: . Потери напряжения в трансформаторе подстанции ПС-3 при 100% нагрузке: , . Определяем коэффициент трансформации: , Напряжение на шинах низкой стороны трансформатора подстанции ПС-3 при 100% нагрузке: . Напряжение на шинах низкой стороны трансформатора подстанции ПС-3 при 25% нагрузке определяется по формуле: , . Напряжение на шинах низкой стороны подстанции ПС-3 при 25% нагрузке: , . 4.3. Расчет потерь напряжения в линиях 10квРассмотрим линию 10кВ изображенную на рисунке. G 10n L13 L14 S10 Sn Рис. 14. Линия 10 кВ. Участок G-n Находим мощности, протекающие по участкам: , . Активное и индуктивное сопротивление участка G-10: , . Активное и индуктивное сопротивление участка 10-n: , . Определяем потери напряжения при 100% режиме нагрузки. Напряжение в узле 10 определяется по формуле: , . Потеря напряжения на участке G-10: . Напряжение в узле 10: . Напряжение в узле nопределяется по формуле: . Потеря напряжения на участке 10-n: . Напряжение в узле n: . Определяем потери напряжения при 25% режиме нагрузки. Напряжение в узле 10 определяется по формуле: . Потеря напряжения на участке G-10: Напряжение в узле 10: . Напряжение в узле nопределяется по формуле: . Потеря напряжения на участке 10-n: Напряжение в узле n: . Рассмотрим линию 10кВ изображенную на рисунке. D 8 9 m
L10 L11 L12 S8 S9 Sm Рис. 15. Линия 10 кВ. Участок D-m Находим мощности, протекающие по участкам: , , . Сопротивления участков: , , , , , , Определяем потери напряжения при 100% режиме нагрузки. , , , , , , , , , . Определяем потери напряжения при 25% режиме нагрузки. , , , , , , , , . Рассмотрим линию 10кВ изображенную на рисунке. С 6 7
L7 L8 S6 S7 Рис. 16. Линия 10 кВ. Участок C-7 Находим мощности, протекающие по участкам: , . Сопротивления участков: , , , , Определяем потери напряжения при 100% режиме нагрузки. , , , , , , . Определяем потери напряжения при 25% режиме нагрузки. , , , , . Рассмотрим линию 10кВ изображенную на рисунке. K 1 1’ 2 3
L1 L2 L3 L4 S1 S1’S2 S3 Рис. 17. Линия 10 кВ. Участок K-3 Находим мощности, протекающие по участкам: , , . Сопротивления участков: , , , , , , , . Определяем потери напряжения при 100% режиме нагрузки. , , , , , , , , , , , . Определяем потери напряжения при 25% режиме нагрузки. , , , , , , , , кВ, , , . Рассмотрим линию 10кВ изображенную на рисунке. 1’ 4 5
L5 L6 S4 S5’ Рис. 18. Линия 10 кВ. Участок 1’-5 Находим мощности, протекающие по участкам: , . Сопротивления участков: , , , . Определяем потери напряжения при 100% режиме нагрузки. , , , , , . Определяем потери напряжения при 25% режиме нагрузки. , , , , , . studfiles.net | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
|||||||||||||||||
|
|
|||||||||||||||||
|
