Читайте также: |
|
Для определения потерь электроэнергии производимрасчёт сопротивлений и проводимостей линий и трансформаторов.
Активное и индуктивное сопротивление проводов, переменному току пользуясь формулами [1]:
;
,
где R0 – погонное активное сопротивление, не учитывающее изменение сопрот-я при нагреве провода, его значение принимаем из справочника, Ом/км, [1];
Х0 – погонное индуктивное сопротивление, учитывающее радиус провода и расстояние между проводами, его значение принимаем из справочника, Ом/км, [1];
Lл – длина провода линии, км.
Общее сопротивление линии определяем по формуле:
,
Расчеты сопротивлений отходящих линий приведены в таблице 6.1.
![]() |
Таблица 6.1. – Расчет сопротивления отходящих линий
№ | Наименование линии | Длина, км | Марка провода | Погонное сопротивление | Полное сопротив-ление Z, Ом | |
активное R0, Ом/км | реактивное Х0, Ом/км | |||||
ВЛ 110 кВ Павино-Вохма | 48,0 | АС-95 | 0,30 | 0,332 | 21,48 | |
ВЛ 110 кВ Павино-Никольск | 70,4 | АС-95 | 0,30 | 0,332 | 31,56 | |
ВЛ 110 кВ Павино-Пыщуг | 38,2 | АС-70 | 0,30 | 0,332 | 17,09 | |
ВЛ 35 кВ Павино-Хорошая | 27,5 | АС-70 | 0,42 | 0,341 | 14,89 | |
ВЛ 35 кВ Павино-Леденгск | 20,0 | АС-70 | 0,42 | 0,341 | 10,82 | |
ВЛ 10 кВ Ф10-01 | 13,75 | А-50 | 0,576 | 0,325 | 9,13 | |
ВЛ 10 кВ Ф10-02 | 52,63 | А-50 | 0,576 | 0,325 | 34,79 | |
ВЛ 10 кВ Ф10-04 | 54,27 | А-50 | 0,576 | 0,325 | 35,91 | |
ВЛ 10 кВ Ф10-05 | 35,30 | А-50 | 0,576 | 0,325 | 23,35 | |
ВЛ 10 кВ Ф10-06 | 14,84 | А-50 | 0,576 | 0,325 | 9,79 | |
ВЛ 10 кВ Ф10-07 | 5,88 | А-50 | 0,576 | 0,325 | 3,90 | |
ВЛ 10 кВ Ф10-08 | 18,92 | А-50 | 0,576 | 0,325 | 12,30 |
Потери электроэнергии в линии можно определить по формуле [10]:
, (6.1)
где Rл – активное сопротивление линии, Ом:
tгод – число часов работы линии в году, tгод = 8760 часов [13];
Uном – номинальное напряжение линии, В.
Реальная линия работает с переменной нагрузкой, тогда для каждой нагрузки потери энергии будут различны, поэтому исходя из суточных графиков нагрузок, для зимнего и летнего дня потери электроэнергии определяем как [13]:
, (6.2)
где Sмах – максимальная нагрузка линии, определяется из суточных графиков нагрузок, кВА;
![]() |
– время потерь, принимаем из литературы [14] для смешанных потребителей с преобладанием производственной нагрузки 1800 часов.
Расчеты потерь энергии в линиях 10 кВ приведены в таблице 6.2.
Таблица 6.2. – Расчет потерь энергии в линиях 10 кВ.
Наименование | Sмах, кВА | Длина, км | R0, Ом/км | Rл, Ом | ![]() | Uном В | ![]() |
ВЛ 10 кВ Ф10-01 | 13,75 | 0,576 | 7,92 | ||||
ВЛ 10 кВ Ф10-02 | 52,63 | 0,576 | 30,31 | ||||
ВЛ 10 кВ Ф10-04 | 54,27 | 0,576 | 31,26 | ||||
ВЛ 10 кВ Ф10-05 | 35,30 | 0,576 | 20,33 | ||||
ВЛ 10 кВ Ф10-06 | 14,84 | 0,576 | 8,55 | ||||
ВЛ 10 кВ Ф10-07 | 5,88 | 0,576 | 3,39 | ||||
ВЛ 10 кВ Ф10-08 | 18,92 | 0,576 | 10,90 |
Потери активной энергии в трансформаторах складываются как потери мощности из двух составляющих [10]:
DAтр= DAмаг+ DAобм , (6.3)
Потери энергии в магнитопроводе не зависят от степени загрузки трансформатора, так как магнитный поток в трансформаторе не изменяется при изменении нагрузки. Потери энергии в обмотках зависят от степени загрузки трансформатора. Таким образом, потери энергии в трансформаторе определим по формуле [15]:
DAтр= DPх.х tгод+ DPк.з K2загр.макс tмакс, (6.4)
где DPх.х – паспортное значение потерь холостого хода, кВт;
DPх.х – паспортное значение потерь короткого замыкания, кВт;
tгод – время работы трансформатора в году составляет 8760часов,исключая время ремонта трансформатора в течение года, которое принимаем равным 7 часам.[10];
Kзагр.макс – коэффициент загрузки трансформатора.
Коэффициент загрузки вводных трансформаторов:
, (6.5)
где SТР – номинальная мощность трансформатора, кВА;
– максимальная суммарная нагрузка линий 10 кВ, кВА.
Для трансформатора ввод Т-1:
Для трансформатора ввод Т-2:
Потери энергии вводных трансформаторах Т-1 и Т-2 равны:
DAтрТ-1= 45 ∙ (8760-7) + 97 ∙ 0,10² ∙ 1800 = 395631 (кВт∙ч);
DAтрТ-2= 13 ∙ (8760-7) + 52 ∙ 0,47² ∙ 1800 = 134565 (кВт∙ч).
Потребляемая мощность на оборудование в фидер 10-06 по составленным актам баланса электроэнергии составила:
за июнь:
- в сети 10 кВ: Р10кВ=746 кВт Q10кВ=721 кВт;
- в сети 0,4 кВ: Р0,4кВ=716 кВт, Q0,4кВ=705 кВт;
за декабрь:
- в сети 10 кВ: Р10кВ=932 кВт Q10кВ=911 кВт;
- в сети 0,4 кВ: Р0,4кВ=895 кВт, Q0,4кВ=841 кВт;
А потери мощности на оборудование фидера Ф10-06 вычислены по формуле:
ΔР =[(Р2+Q2)/U2] ×R (6.6)
где U – максимальное значение напряжения, равное 10,5 кВ;
R – активное сопротивление линии или ТП, Ом;
- потери мощности нагрузочные (10 кВ):
(за июнь равны в линиях 11 кВт и в ТП 2 кВт, за декабрь – в линиях 15 кВт и в ТП 3 кВт);
- потери мощности 0,4 кВ в июне 17 кВт, в декабре 10 кВт;
- потери мощности холостого хода всех трансформаторов Ф10-06 путём их сложения из паспортных данных:
∑ΔРхх=∑n×Рхх (6.7)
∑ΔРхх=ΔРхх(ТП-63)×2+ΔРхх(ТП-100)×1+ΔРхх(ТП-160)×2+ΔРхх(ТП-250)×(6-1)+ΔРхх(ТП-400)×4
∑ΔРхх=0,20×2+0,36×1+0,54×2+0,89×5+1,08×4=10,625 ≈11 кВт.
- суммарные потери мощности в июне 2013г составили ∑Робор.=11+2+17+11=41 (кВт), а в декабре 2013г ∑Робор.=15+3+10+11=39 (кВт).
Потери мощности в процентном выражении составляют:
ΔРобор.%= (ΔРобор.кВт/Робор.кВт)×100, (6.8)
где ΔРобор.кВт – потери мощности (нагрузочные, х.х., суммарные), кВт;
Робор.кВт – потребляемая мощность в линии 10 кВ и 0,4 кВ, кВт
1) в июне:
- в сети 10 кВ: ΔРобор.%=(24/746)×100 = 3,22 %
- в сети 0,4 кВ: ΔРобор.%=(17/716)×100 = 2,37 %
- суммарные потери мощности составляют:
∑ΔРобор.% = 3,22+2,37=5,59 %.
2) в декабре:
- в сети 10 кВ: ΔРобор.%=(29/932)×100 = 3,11 %
- в сети 0,4 кВ: ΔРобор.%=(10/895)×100 = 1,12 %
- суммарные потери мощности составляют ∑ΔРобор.%=3,11+1,12=4,23 %.
Активные потери электрической энергии холостого хода трансформаторного пункта определяются по формуле:
ΔWхх=24×Д×∑ΔРхх×10-3 (6.9)
где 24 – число часов в сутках;
Д – количество дней в расчётном периоде;
(30 дн. – число дней в июне месяце);
∑ΔРхх – суммарные потери холостого хода трансформаторных пунктов, кВт×ч;
- в июне: ΔWхх=24×30×10,625×10-3=7650 кВт×ч;
- в декабре: ΔWхх=24×31×10,625×10-3=7890 кВт×ч.
Нагрузочные активные потери в линиях определяются по любым формулам по трём методам:
- метод наибольших потерь: ΔWн = kk×ΔРмакс×Т×τ; (6.10)
- метод средних нагрузок: ΔWн = kk×ΔРср.×Т×kф2; (6.11)
- метод расчётных суток: ΔWн = kk× ΔWср.×Д×kф.с.2; (6.12)
где kk – коэффициент коррекции в относит. единицах, (сети 6-10 кВ
kk =1);
ΔРмакс – максимальные потери мощности, кВт;
- в июне: ΔРмакс(линии) =11 кВт, ΔРмакс(ТП) =2 кВт;
- в декабре: ΔРмакс(линии) =15 кВт, ΔРмакс(ТП) =3 кВт;
ΔРср – средние потери мощности, кВт;
Т – время потерь электроэнергии, час,
Т = 24×30 = 720 ч; 30 – число дней в июне месяце, 24 – число часов в сутках.
Т = 24×31 = 744 ч; 31 – число дней в декабре;
τ – коэффициент формы графика нагрузки,
τ = (kз+2kз2)/3, τ = (0,5+2×0,52)/3=0,34;
kз – коэффициент заполнения графика, kз =0,5;
kф2 – коэффициент формы заполнения графика kф2 =1;
kф.с.2 – средний коэффициент формы заполнения графика kф.с.2 =0,5;
ΔWср. – среднесуточное потребление энергии, кВт×ч.
Расчёт ведём по методу наибольших (максимальных) потерь электроэнергии, как в программном комплексе РАП-10 [16]:
- в июне:
ΔWн (линии Ф10-06) = 1×11×24×30×0,34=2690 кВт×ч;
ΔWн (ТП Ф10-06) = 1×2×24×30×0,34=420 кВт×ч;
- в декабре:
ΔWн (линии Ф10-06) = 1×15×24×31×0,34=3680 кВт×ч;
ΔWн (ТП Ф10-06) = 1×3×24×31×0,34=760 кВт×ч.
Дата добавления: 2015-08-17; просмотров: 223 | Нарушение авторских прав
<== предыдущая страница | | | следующая страница ==> |
Виды потерь электрической энергии | | | Расчет потерь энергии после реконструкции |