|
Курсовая работа: Электроснабжение населенного пункта Cвиридовичи
4.6 Определение потерь напряжения на
участках линии
Потеря
напряжения на участке сети определяется по следующей формуле:
(4.5)
(4.6)
где Sуч – расчетная мощность участка сети, кВА;
l – длина
участка, км;
r0 х0
– активное и инлуктивное сопротивление проводов:
для провода АС-35:
r0=0.973 a x0=0.352, для провода АС-50: r0=0.592
a x0=0.341; для провода АС-70: r0=0.42 a x0=0.327
Участок 7-8
Участок 7-9
Участок 6-7
Участок 6-10
Участок 1-6
Аналогичным
образом рассчитываем потери напряжения на остальных участках линии. Результаты
расчетов сводим в таблицу 4.5.
Таблица 4.4
Результаты расчетов линии 10кВ (по большей нагрузке).
Участок |
Мощность |
Длина участка, км |
Марка |
Потери напряжения на
участках,% |
Актив-ная, кВт |
Полная, кВА |
Эквива-лентная, кВА |
провода |
7-8
|
100 |
84,34 |
76,92 |
3,3 |
АС-35 |
0,308 |
7-9 |
200 |
192,77 |
153,85 |
1,7 |
АС-50 |
0,256 |
6-7 |
479,5 |
384,83 |
365,20 |
3 |
АС-70 |
1,322 |
6-10 |
75 |
273,97 |
71,92 |
3,3 |
АС-35 |
0,273
|
1-6 |
610 |
620,45 |
491,63 |
2,3 |
АС-50 |
0,851 |
3-5 |
86,19 |
64,01 |
71,83 |
2,4 |
АС-35 |
0,207 |
3-4 |
150 |
144,58 |
115,38 |
3,2 |
АС-50 |
0,359 |
2-3 |
282 |
231,29 |
220,06 |
4 |
АС-70 |
0,656 |
1-2 |
341,5 |
390,48 |
277,93 |
4,4 |
АС-70 |
0,922 |
ИП-1 |
940 |
964,04 |
755,63 |
4,6 |
АС-70 |
2,614 |
Падение
напряжение для участков, связывающих эти точки линии с ИП, будет определяется
следующим образом:
Линия Л1:
DUИП-4=DUИП-1+DU1-2+DU2-3+DU3-4 =2,614+0,922+0,656+0,359=4.56%
Линия Л2:
DUИП-8=DUИП-1+DU1-6+DU6-7 +DU 7-8 =2,614+0,851+1,322+0,308=5.1%
Линия Л3:
DUИП-10=DUИП-1+DU1-6+DU6-10=2,614+0,851+0,273=3.74%
Если падение
напряжения не будет входить в допустимые пределы, то увеличиваем сечение,
начиная с первого участка, до тех пор, пока падение напряжения не будет
удовлетворять норме(8.0% в данном случае)
Наибольшее
значение падения напряжения DUнаиб. = DUИП-5
= 5.1%,
Проверяем
условие DUдоп ≥ DUнаиб, DUдоп
– потеря напряжения в сети 10 кВ (таблица 3.2), DUдоп =8
%.
Так как
условие 8 >5.1 выполняется, делаем вывод, что сечения и марки проводов
выбраны верно.
5.
Определение потерь электрической энергии
5.1 Определение потерь электрической
энергии в сетях 0.38кВ
Потери
электрической энергии определяются по следующей формуле:
(5.1)
где S0-полная
мощность на участке;
r0 – удельное электрическое сопротивление проводов, Ом/км;
l – длина
участка, км;
t - время максимальных
потерь, ч.
Аналогичным
образом рассчитываем потери электрической энергии на других участках линии.
Полученные данные сводим в таблицу 5.1
Таблица 5.1 Потери
электрической энергии в линии 0.38кВ
Номер участка |
Длина участка ℓуч,
км |
Расчётная мощность Рр.,
кВт |
Коэффициент мощности
cosφ |
Максимальная полная
мощность Sуч, кВА |
Марка и сечение
проводов |
Активное сопротивление
проводов ro, Ом/км |
Время использования
максимальной нагрузки Тmax, ч |
Время потерь τ, ч |
Потеря энергии на
участке ∆Wв, кВт·ч |
|
|
|
|
|
|
ТП1 |
|
9-10 |
0,072 |
6,9 |
0,93 |
7,419355 |
4А25+А25 |
1.14 |
900 |
400 |
28,16 |
|
8-9 |
0,048 |
9,75 |
0,93 |
10,48387 |
4А25+А25 |
1.14 |
900 |
400 |
37,49 |
|
7-8 |
0,052 |
12,15 |
0,950364 |
12,78458 |
4А25+А25 |
1.14 |
1200 |
450 |
80,52 |
|
2-7 |
0,068 |
15,8 |
0,943557 |
16,74514 |
4А25+А25 |
1.14 |
1200 |
450 |
180,64 |
|
2-1 |
0,08 |
6,1 |
0,93 |
6,55914 |
4А25+А25 |
1.14 |
900 |
400 |
24,45 |
|
ТП-2 |
0,06 |
19,4 |
0,939781 |
20,64311 |
4А25+А25 |
1.14 |
1200 |
450 |
242,23 |
|
5-6 |
0,06 |
3 |
0,83 |
3,614458 |
4А25+А25 |
1.14 |
900 |
400 |
5,57 |
|
4-5 |
0,08 |
7,18 |
0,8942 |
8,029519 |
4А25+А25 |
1.14 |
900 |
400 |
36,65 |
|
3-4 |
0,084 |
11,28 |
0,911744 |
12,37189 |
4А25+А25 |
1.14 |
1200 |
450 |
121,81 |
|
ТП-3 |
0,052 |
14,38 |
0,91764 |
15,67064 |
4А25+А25 |
1.14 |
1200 |
450 |
120,98 |
|
15-16 |
0,072 |
6,1 |
0,93 |
6,55914 |
4А25+А25 |
1.14 |
900 |
400 |
22,01 |
|
14-15 |
0,08 |
9,75 |
0,93 |
10,48387 |
4А25+А25 |
1.14 |
900 |
400 |
62,48 |
|
13-14 |
0,048 |
11,8875 |
0,93 |
12,78226 |
4А25+А25 |
1.14 |
1200 |
450 |
74,30 |
|
12-13 |
0,036 |
14,8875 |
0,885588 |
16,81086 |
4А25+А25 |
1.14 |
1700 |
750 |
136,54 |
|
11-12 |
0,04 |
23,3875 |
0,878034 |
26,63622 |
4А25+А25 |
1.14 |
2200 |
1000 |
492,91 |
|
ТП-11 |
0,064 |
26,5375 |
0,887752 |
29,89291 |
4А25+А25 |
1.14 |
2200 |
1000 |
993,29 |
|
ТП2 |
|
18-19 |
0,084 |
5,38 |
0,93 |
5,784946 |
4А25+А25 |
1.14 |
900 |
400 |
8,88 |
|
17-18 |
0,084 |
9,21 |
0,93 |
9,903226 |
4А25+А25 |
1.14 |
900 |
400 |
26,02 |
|
ТП-17 |
0,064 |
12,585 |
0,93 |
13,53226 |
4А25+А25 |
1.14 |
1200 |
450 |
41,64 |
|
23-24 |
0,058 |
6,1 |
0,93 |
6,55914 |
4А25+А25 |
1.14 |
900 |
400 |
7,88 |
|
22-23 |
0,056 |
10,2525 |
0,93 |
11,02419 |
4А25+А25 |
1.14 |
1200 |
450 |
24,18 |
|
21-22 |
0,06 |
12,6525 |
0,918774 |
13,77107 |
4А25+А25 |
1.14 |
1200 |
450 |
40,42 |
|
20-21 |
0,032 |
15,8025 |
0,922123 |
17,13708 |
4А25+А25 |
1.14 |
1200 |
450 |
33,39 |
|
ТП-20 |
0,092 |
15,8025 |
0,922123 |
17,13708 |
4А25+А25 |
1.14 |
1200 |
450 |
95,99 |
|
29-30 |
0,056 |
6,9 |
0,93 |
7,419355 |
4А25+А25 |
1.14 |
900 |
400 |
9,73 |
|
28-29 |
0,056 |
9,75 |
0,93 |
10,48387 |
4А25+А25 |
1.14 |
900 |
400 |
19,44 |
|
27-28 |
0,032 |
10,35 |
0,936512 |
11,05165 |
4А25+А25 |
1.14 |
1700 |
750 |
23,14 |
|
26-27 |
0,068 |
15,15 |
0,96419 |
15,71266 |
4А25+А25 |
1.14 |
1700 |
750 |
99,40 |
|
25-26 |
0,088 |
19,25 |
0,953491 |
20,18896 |
4А25+А25 |
1.14 |
1700 |
750 |
212,38 |
|
ТП-25 |
0,072 |
21,65 |
0,942568 |
22,96916 |
4А25+А25 |
1.14 |
2200 |
1000 |
299,89 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5.2 Определение потерь электрической
энергии в линии 10кВ
Расчет ведем
так же как и для линии 0.38кВ.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7
|
|