Меню Главная Юридпсихология Этика эстетика Электротехника Эктеория Физика Управление персоналом Уголовный процесс Уголовное право Схемотехника Стратегический менеджмент САПР Ресторанно-гостиничный бизнес бытовое обслуживан Реклама и PR Режущий инструмент Неопределено Метрология Матметоды в эк-ке Исторические личности Искусство и культура Информатика Иностранные языки Гражданское процессуальное право Гражданское право Государственное регулирование и налогообложение Сонник Карта сайта Поиск По всему сайту Статьи Комментарии Файлы Форум Гостевая Ссылки Новости	Электроснабжение рассредоточенных потребителей ХХХ района                                          (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

0,4

0,984

2,5

0,9

0,9

2,657

-

383 - 617

2,7

1,5

1,5

3,088

6,5

2,92

2,92

7,125

-

540 - 338

12

10

10

15,62

12

10

10

15,62

-

561 - 540

27,3

16

16

31,643

18

12,4

12,4

21,857

-

561 - 508

5

0

0

5

8

0

0

8

-

177 - 561

35,1

19

19

39,912

27,6

15,4

15,4

31,605

-

383 - 509

8

0

0

8

15

0

0

15

-

517 - 383

12,2

4,9

4,9

13,147

20,7

5,8

5,8

21,497

-

ТП - 517

37,9

12

12

39,754

33,2

9,6

9,6

34,56

-

314 - 360

30

25

25

39,051

3

0

0

3

-

314 - 615

1,7

1,07

1,07

2,008

4

2,05

2,05

4,494

-

177 - 328

25

23

23

33,97

1

0

0

1

-

188 - 177

89,2

71,2

21,2

91,684

68,3

54,8

4,8

68,468

ККУ-0,4-50У3/50

188 - 314

34,2

27,7

27,7

44,01

6,6

2,05

2,05

6,911

-

ТП - 188

131

104,6

54,6

141,923

72,5

56,3

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13

     Наверх    

© 2009 Все права защищены.