Элементах системы электроснабжения

9.1 Определение потерь мощности и электроэнергии в распределитель­ной сети напряжением 0,4 кВ

 

Определение потерь мощности и электроэнергии проводят в нормальном режиме работы сети.

Потери активной и реактивной мощности в линии трехфазной электрической сети определяются по выражениям:

                                                   (9.1)

                                                (9.2)

где I_мах – максимальный ток в линии в нормальном режиме работы сети, А;

r₀ и x₀ – активное и реактивное удельные сопротивление линии, Ом/км;

L – длина линии, км;

n – число параллельных кабелей.

Потери активной и реактивной электроэнергии в линии трехфазной электрической сети определяются по формулам:

                                                                  (9.3)

                                                              (9.4)

где τ – время наибольших потерь, вычисляемое по формуле:

                                      ,               (9.5)

где Т_мах – годовое число часов использования максимума нагрузки;           Т_мах = 3500 ч (для домов с электрическими плитами); Т_мax = 3000 ч (для домов с газовыми плитами).

Для линии ТП1-1:

потери мощности:

время наибольших потерь:

потери электроэнергии:

Аналогичные расчеты проводятся для других линий распределительной сети, а результаты сводятся в таблицу 13.

 

Таблица 13 – Определение потерь активной и реактивной мощности и электроэнергии в линиях распределительной сети 0,4 кВ

Участок линии	Длина линии,  м	Кол-во Кабелей	Ток в линии Iнорм, А	Удельное сопротивление, Ом/км		Потери мощности		Время  наибольших потерь τ, ч	Потери электроэнергии
				r0	x0	∆Рл, кВт	∆Qл, кВАр		∆Wа, кВт·ч	∆Wр, кВАр·ч
4–1	47	1	129,904	0,59	0,06	1,395	0,142	1574,84	2196,698	223,393
ТП1–2	157	2	50,655	1,17	0,07	0,706	0,042	1968,16	1389,738	83,147
ТП1–3	55	2	102,660	0,59	0,06	0,513	0,052	1968,16	1009,647	102,676
ТП1–4	210	2	287,773	0,16	0,06	4,182	1,568	1968,16	8230,336	3086,376
ТП1–5	128	1	151,468	0,31	0,06	2,731	0,529	1574,84	4301,008	832,453
ТП1–6	44	4	291,721	0,16	0,06	0,446	0,167	1574,84	702,803	263,551
ТП1–7	13	1	298,634	0,16	0,06	0,544	0,204	1574,84	856,172	321,065
ТП1–8	170	2	284,042	0,16	0,06	3,296	1,236	1574,84	5190,056	1946,271
8–9	90	2	192,748	0,24	0,06	1,202	0,301	1574,84	1893,565	473,391
9–10	87	2	145,406	0,31	0,06	0,856	0,166	1574,84	1348,560	261,012
6–11	94	1	246,081	0,2	0,06	3,423	1,027	1574,84	5390,080	1617,024
11–12	55	1	122,398	0,59	0,06	1,458	0,148	1574,84	2296,798	233,573
7–13	89	1	149,317	0,31	0,06	1,843	0,357	1574,84	2902,959	561,863
ТП1–14	261	2	40,809	1,17	0,07	0,763	0,046	1968,16	1501,345	89,824
14–15	36	2	15,196	1,84	0,07	0,023	0,001	1968,16	45,157	1,718
ТП1–17	184	2	225,527	0,16	0,06	2,249	0,843	1968,16	4425,477	1659,554

Итого по ТП-1

43680,40 11756,89 20-19 57 2 116,978 0,42 0,06 0,491 0,070 1968,16 967,135 138,162 21-20 77 2 227,303 0,24 0,06 1,430 0,358 1968,16 2815,132 703,783 ТП2-21 201 4 283,335 0,16 0,06 1,936 0,726 1968,16 3810,983 1429,119 ТП2-22 88 2 212,306 0,2 0,06 1,193 0,358 1968,16 2347,336 704,201 ТП2-23 36 4 160,691 0,24 0,06 0,166 0,042 1968,16 327,491 81,873 ТП2-24 11 1 149,317 0,24 0,06 0,180 0,045 1574,84 283,144 70,786 ТП2-25 70 2 92,390 0,31 0,06 0,276 0,053 1968,16 542,941 105,085 ТП2-26 217 2 268,280 0,2 0,06 4,690 1,407 1968,16 9230,364 2769,109 26-27 39 2 236,259 0,16 0,06 0,526 0,197 1968,16 1036,193 388,572

Итого по ТП-2

21360,72 6390,69 ТП3-16 183 4 181,504 0,2 0,06 0,905 0,271 1968,16 1780,798 534,240 28-18 46 1 144,828 0,24 0,06 0,687 0,172 1574,84 1082,150 270,537 29-28 87 1 267,227 0,2 0,06 3,745 1,123 1574,84 5897,370 1769,211 ТП3-29 46 2 206,027 0,24 0,06 0,695 0,174 1574,84 1094,966 273,741

Продолжение таблицы 13

 

31-30	82	1	40,573	1,84	0,07	0,749	0,028	1574,84	1179,188	44,860
ТП3-31	35	2	302,991	0,16	0,06	0,773	0,290	1968,16	1522,078	570,779
ТП3-32	31	1	244,797	0,2	0,06	1,097	0,329	1574,84	1727,022	518,107
32-33	55	1	121,734	0,59	0,06	1,453	0,148	1574,84	2288,471	232,726
ТП3-34	157	2	257,780	0,16	0,06	2,496	0,936	1968,16	4912,283	1842,106
34-35	51	2	34,201	1,84	0,07	0,164	0,006	1968,16	323,414	12,304

Итого по ТП-3

21807,74 6068,61

9.2 Расчет потерь активной мощности и электроэнергии в трансформаторах ТП­

 

Общие потери активной мощности в трансформаторе определяются по выражению, кВт:

                                      ∆Р_т = ∆Р_ст + ∆Р_м∙β²                                (9.6)

где ∆Р_ст = ∆Р_хх – потери активной мощности в стали трансформатора, кВт;

∆Р_м = ∆Р_кз – потери активной мощности в меди трансформатора при его номинальной нагрузке, кВт;

β – коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме работы сети, т.е. отношение действительной нагрузки к номинальной мощности трансформатора.

Т.к. в проектируемой сети в ТП установлено по два параллельно работающих трансформатора, то потери активной мощности в этом случае определяются по выражению:

                                                        (9.7)

Потери активной энергии в трансформаторах ТП определяются по формуле:

                                             (9.8)

где t = 8760 часов – время работы ТП в год;

τ – время наибольших потерь, определяемое по формуле (9.5).

Рассмотрим расчет потерь в трансформаторах на примере ТП1.

Аналогичные расчеты проведены и для других ТП, а результаты представлены в таблице 14.

 

    Таблица 14 – Определение потерь активной мощности и электроэнергии в трансформаторах

№ ТП	Число часов использо­вания максимума нагрузки Тмах, ч	Время наибольших потерь τ, ч	Потери холостого хода  ∆Рхх, кВт	Коэф-т загрузки трансф-ра в норм. режиме  β, о.е.	Потери в меди трансф-ра при ном. нагрузке ∆Ркз, кВт	Потери активной мощности в тр-рах ТП ∆РТП, кВт	Потери активной энергии в тр-рах ТП ∆Wа, кВт∙ч
ТП-1	3500	1968,16	1,9	0,655	10,8	6,12	37847,71
ТП-2	3500	1968,16	1,9	0,64	10,8	6,01	37641,26
ТП-3	3500	1968,16	1,9	0,715	10,8	6,56	38721,34
Итого:						18,69	114210,31