Наиболее отдаленного потребителя.
РАВАР=Рi*0,65
где Рi – активная мощность, потребляемая i-тым участком
РАВАР 1=300*0,65=195 кВт
РАВАР 2=1300*0,65=845 кВт
РАВАР 3=700*0,65=455 кВт
РОБЩ= РАВАР 1+РАВАР 2 +РАВАР 3
РОБЩ=195 +845+455=1495кВт
Q АВАР= Q i*0,65
где Q i – реактивная мощность, потребляемая i-тым участком
Q АВАР 1=221,25*0,65=143,8 квар
Q АВАР 2=795,2*0,65=516,8 квар
Q АВАР 3=228,4*0,65=148,4 квар
Q ОБЩ= Q АВАР 1+ Q АВАР 2 + Q АВАР 3
Q ОБЩ=228,4+516,8+148,4=809 квар
Для сети 10 кВ допустимую потерю напряжения в нормальном режиме принимают 8%, а в аварийном – 10%.
За потерю напряжения при расчете распределительных сетей 10 кВ принимается продольная составляющая падения напряжения, которая рассчитывается для отдельного участка по формуле:
где Р – активная мощность, протекающая по участку;
Q – реактивная мощность, протекающая по участку;
R – активное сопротивление участка;
X – реактивное сопротивление участка.
| R= rо*L | X= X l *L |
| RА=0,46*2,8=1,288 Ом | XА=0,388*2,8=1,086Ом |
| RВ=0,46*3,4=1,564 Ом | XВ=0,388*3,4=1,319 Ом |
| RС=0,46*2,2=1,012 Ом | XС=0,388*2,2=0,853Ом |
| RD=0,46*2,8=1,288 Ом | XD=0,388*2,8=1,086 Ом |
| RЕ=0,46*1,7=0,782Ом | XЕ=0,388*1,7=0,659 Ом |
| RF=0,46*2,8=1,288Ом | XF=0,388*2,8=1,086Ом |
ΔUА=(1001,5*1,288+632*1,086)/10=197,6 В
ΔUВ=(701,5*1,564+410,7*1,319)/10=163,8 В
ΔUС=(301,5*1,012+132,7*0,853)/10=41,8 В
ΔUD=(-908,5*1,288+662,5*1,086)/10=-188,9 В
ΔUЕ=(-1698,5*0,782+891*0,659)/10=-191,5 В
ΔUF=((400*1.288) + (300*1.086))/10= 84.1 В
Из диаграммы мощностей видно, что максимальная потеря напряжения до четвёртого потребителя.
ΔU=ΔUА+ ΔUВ+ ΔUF
ΔU=197,6+163,8+84.1= 445.5 В
Определим потерю напряжения в %
ΔU%= (ΔU/ UН)*100=(445.5/10000)*100=4.45%
В нормальном режиме потеря напряжения составляет 4.45%, а предельно допустимая – 8%, следовательно провод АС – 70 по потере напряжения в нормальном режиме подходит к эксплуатации.
В аварийном режиме максимальная потеря напряжения на самом отдаленном потребителе (3)
| RА=0,46*2,8=1,288 Ом | XА=0,388*2,8=1,08 Ом |
| RВ+С=0,46*5,6=2,576Ом | XВ+С=0,388*5,6=2,172 Ом |
| RD=0,46*2,8=1,288 Ом | XD=0,388*2,8=1,08 Ом |
ΔUА=(1495*1,288+809*1,086)/10=280,4 В
ΔUВ+С=(1300*2,576+665,2*2,172)/10=479,36 В
ΔUD=(455*1,288+148,4*1,086)/10=74,72 В
ΔU= ΔUА+ ΔUВ+С+ ΔUD
ΔU=834,48 В
ΔU%=(834,48/10000)*100=8,34%
В аварийном режиме максимальная потеря напряжения составляет 12%, а в данном случае 8,34%, следовательно, провод АС – 70 по максимальной потере напряжения в аварийном режиме подходит к эксплуатации.
Расчет отклонения напряжения от номинального значения для электрически наиболее отдаленного потребителя.
Расчет ведется для двух случаев: для режима максимальной нагрузки и для режима минимальной нагрузки.
U=Uисточ-ΔU
Для режима максимальной нагрузки Uисточ=10,5+4%=10,92кВ
Для режима минимальной нагрузки Uисточ=10,5-1%=10,395кВ
Для режима максимальной нагрузки UMAX=10920-445,5=10474 B
δUMAX=[(10474-10000) / 10000]* 100 = 4,74%
Для режима минимальной нагрузки потеря напряжения составляет 30% от потери напряжения режима максимальной нагрузки:
ΔUMIN= 445,5*0,3=133,6 В
UMIN=10395-133,6=10261,4 В
δUMIN= [(10261,4-10000) /10000]* 100 = 2,61%
Расчет потерь мощности и годовых потерь
Электроэнергии в сети.
Определим потери мощности на участках сети
где RO – удельное активное сопротивление фазы линии, Ом/км;
Si – мощность, протекающая по участку с номером i, кВА;
UН – номинальное напряжение линии, кВ;
Li – длина участка с номером i, км;
n – число участков сети.
ΔРЛ=(0,46/100)*(1192,42*2,8+8172*3,4+329,62*2,2+492,42*2,8+ +1936,22*1,7+487,82*2,8)
ΔРЛ =80кВт
Определим потери активной мощности в трансформаторах подстанций
где ΔPМН - потери активной мощности в обмотках трансформатора при номинальной нагрузке, кВт;
ΔPСТ - потери активной мощности в стали трансформатора, кВт;
S - максимальная расчетная мощность, преобразуемая трансформатором подстанции, кВА;
SН - номинальная мощность трансформатора, кВА;
m – число трансформаторов на подстанции.
ΔРТ1 =(5,5/1)*(375/400)2+1*1,08=5,91кВт
ΔРТ2 =(12,2/2)*(10529/1000)2+2*2,45=19,1кВт
ΔРТ3 =(12,2/1)*(736/1000)2+1*2,45=9,05кВт
ΔРТ4 =(7,6/1)*(487,8/630)2+1*1,68=6,23кВт
Определим суммарные потери мощности на трансформаторах подстанций:
ΔРТ = ΔРТ1+ ΔРТ2+ ΔРТ3+ ΔРТ4
ΔРТ=40,29кВт
Определяем суммарные потери мощности
ΔР= ΔРТ+ ΔРЛ
ΔР=120,29кВт
Определяем потери электрической энергии в проводах линии
где τi – время максимальных потерь для участка с номером i.
Учитывая, что время использования максимума активной нагрузки задано для всех потребителей одинаковым, принимаем значение t одинаковым для всех участков.
t=(0,124+ТИ*10-4)2*8760
t=(0,124+4800*10-4)2*8760
t=3195,8 ч
Т.к. ,то
ΔWЛ=ΔP*t
ΔWЛ=80*3195,8=255654кВт*ч
Определяем потери электроэнергии в трансформаторах подстанций
где t – время, в течение которого трансформатор находится под напряжением, принимаем t=8760ч.
ΔWТ1=(5,5/1)* (375/400)2*3195,8+1*1,08*8760=24909,2кВт*ч
ΔWТ2=(12,2/2)* (1529/1000)2*3195,8+2*2,45*8760=88498,7кВт*ч
ΔWТ3=(12,2/1)* (736/1000)2*3195,8+1*2,45*8760=42582кВт*ч
ΔWТ4=(7,6/1)*(487,8/630)2*3195,8+1*1,68*8760=29277,9кВт*ч
Суммарные потери электроэнергии в трансформаторах подстанций
ΔWТ=∑ΔWТi
ΔWТ=24909,2+88498,7+42582+29277,9=185267,9кВт*ч
Общие потери электроэнергии
ΔW=ΔWТ+ΔWЛ
ΔW=185267,9+255664 =440931,8кВт*ч
