Определение годовых потерь энергии

В трансформаторе

 

   Потери энергии (Δ W _Т, кВт-ч) в трансформаторе определяются [1,2]:

 

              (3.8)

 

где ΔР_К, ΔР_Х – потери короткого замыкания (потери в меди) и потери холостого хода (потери в стали) трансформатора, кВт; определяются из паспортных данных трансформатора по приложению 19 [1,2];

   S_max, S _ном – максимальная мощность годового графика нагрузки трансформатора и номинальная мощность трансформатора, кВА;

   τ – время потерь для данного графика нагрузки трансформатора, ч;

   8760 – число часов в году.

Задача 7

Определить годовые потери электрической энергии в трансформаторе, если известны: тип трансформатора и его номинальная мощность, потери холостого хода и короткого замыкания, максимальная мощность загрузки и время потерь годового графика нагрузки трансформатора. Результаты расчета округлить до десятых долей киловатт-часа. Исходные данные вариантов заданий представлены в таблице 3.3.

 

 

Таблица 3.3– Исходные данные

№ зад.	Тип трансформатора	DРх, кВт	DРк, кВт	Smax, кВА	t, час
1	ТМ-25/10	0,13	0,6	30	1100
2	ТМ-40/10	0,175	0,88	45	1400
3	ТМ-63/10	0,24	1,28	60	1500
4	ТМ-100/10	0,33	1,97	105	1600
5	ТМ-160/10	0,51	2,65	160	1700
6	ТМ-250/10	0,74	4,2	240	1800
7	ТМ-400/10	0,95	5,9	410	1900
8	ТМ-630/10	1,31	8,5	650	2000
9	ТМ-4000/10	5,2	33,5	4000	2500
10	ТМ-6300/10	7,4	46,5	6000	3500
11	ТМН-1000/35	2,1	11,6	1100	2500
12	ТМН-1600/35	2,75	16,5	1500	2500
13	ТМН-2500/35	3,9	23,5	2600	3000
14	ТМН-4000/35	5,6	33,5	3800	3000
15	ТМН-6300/35	7,6	46,5	6100	3500
16	ТДНС-10000/35	12	60	10500	3500
17	ТДНС-16000/35	17	85	15500	4000
18	ТДНС-25000/35	25	115	26000	4500
19	ТДНС-32000/35	29	145	30000	5000
20	ТДНС-40000/35	36	170	41000	5500
21	ТДНС-63000/35	50	250	60000	6000
22	ТМН-2500/110	5,5	22	2400	3500
23	ТМН-6300/110	10	44	6200	3500
24	ТДН-10000/110	14	58	11000	4000
25	ТДН-16000/110	18	85	15000	4000
26	ТДН-25000/110	25	120	26000	4500
27	ТДН-40000/110	34	170	39000	4500
28	ТДН-63000/110	50	245	60000	5000
29	ТДН-80000/110	58	310	75000	5500
30	ТДЦ-125000/110	120	400	120000	6000

Расчет и выбор аппаратов защиты и линии электроснабжения

       

ВСТАВИТЬ

3.3 Выбор плавких вставок предохранителей

 

 

   При выполнении задания рекомендуется следующая последовательность расчетов:

   1.Определить рабочий и пусковой токи каждого из электродвигателей по формулам:

;

                    (3.9)

,

где К_з, К_п, η – коэффициент загрузки, кратность пускового тока и КПД электродвигателя, о.е.

   2.Из четырех значений пускового тока двигателей выбрать наибольший пусковой ток -   I _{п.макс .}

   3.Рассчитать максимальный ток группы двигателей по формуле [1,2]:

                         (3.10)

где т – коэффициент одновременности для электродвигательной нагрузки, о.е.

   4.Определить ток плавкой вставки предохранителя по двум условиям:

;                          (3.11)

.                              (3.12)

   5.Выбрать номинальный ток плавкой вставки из перечисленного ряда стандартных значений: 4, 6, 10, 15, 20, 25, 35, 50, 60, 80, 100, 125, 160, 200, 225, 260, 300 А. Выбранное значение тока плавкой вставки предохранителя должно удовлетворять двум условиям:

 

 

 

Задача 8

 

Выбрать номинальный ток плавкой вставки предохранителей для питания щита 0,38 кВ, к которому подключены двигатели мощностью Р₁, Р₂, Р₃ и Р₄, имеющие кратность пускового тока К_п, коэффициент загрузки К_з=1. КПД и cosφ всех двигателей одинаковы. Коэффициент одновременности m=0,9. Условия пуска двигателей нормальные (α =2,5). Результаты расчета токов округлить до десятых долей ампера.

       

Таблица 3.4 - Исходные данные вариантов заданий

№ зад.	Параметры двигателей
	Р1, кВт	Р2, кВт	Р3, кВт	Р4, кВт	Кп, о.е.	cos φ, о.е.	КПД, о.е.
1	5	7	9	11	3	0,7	0,75
2	6	8	10	12	4	0,75	0,8
3	7	9	11	13	5	0,8	0,85
4	8	7	6	5	6	0,85	0,9
5	9	8	7	6	7	0,9	0,95
6	10	9	8	7	3	0,9	0,95
7	11	10	9	8	4	0,85	0,9
8	12	11	10	9	5	0,8	0,85
9	5	8	11	14	6	0,75	0,8
10	6	9	12	15	7	0,7	0,75
11	7	10	13	16	3	0,75	0,8
12	8	11	14	17	4	0,8	0,85
13	9	12	15	18	5	0,85	0,9
14	10	13	16	19	6	0,9	0,95
15	11	14	17	20	7	0,7	0,75
16	5	10	15	20	3	0,8	0,85
17	10	6	2	14	4	0,85	0,9
18	15	7,5	4	2	5	0,9	0,95
19	20	10	5	3	6	0,7	0,75
20	30	15	7,5	4	7	0,75	0,8
21	40	20	10	5	3	0,85	0,9
22	2	6	4	1	4	0,9	0,95
23	3	9	6	1,5	5	0,7	0,75
24	4	2	8	10	6	0,75	0,8
25	5	2,5	10	12	7	0,8	0,85
26	6	18	12	3	3	0,9	0,95
27	7	20	14	3,5	4	0,7	0,75
28	8	4	16	21	5	0,75	0,8
29	9	4,5	18	23	6	0,8	0,85
30	10	28	20	5	7	0,85	0,9

 

3.4 Определение потери напряжения в проводах

воздушной линии электропередачи

 

   При выполнении заданий рекомендуется следующая последовательность расчетов:

   1.По приложению 1 [1,2] определить удельное активное сопротивление r₀ для каждой марки провода.

   2.Рассчитать активные и индуктивные сопротивления проводов на участках линии:

 

              (3.13)

 

   3.Определить величину нагрузки (в виде тока или мощности) на каждом из участков линии:

 

   (3.14)

 

(3.15)

 

   4.Рассчитать потерю напряжения в проводах линии в вольтах по формулам [1,2]:

 

. (3.16)

 

(3.17)

   5.Рассчитанную потерю напряжения в вольтах представить в процентах:

       (3.18)

 

где Δ U – потеря напряжения, В; U _ном – номинальное напряжение, кВ.

 

Задача 9

 

Определить потерю напряжения в проводах ВЛ. При суммировании нагрузок коэффициент одновременности принять равным единице. Результаты расчетов округлить до десятых долей вольта и сотых долей процента. В расчетах принять удельное индуктивное сопротивление проводов ВЛ равным х₀=0,4 Ом/км; удельное активное сопротивление проводов r₀ брать приложения 1 [1,2]. Исходные данные вариантов заданий представлены в таблице 3.5.

 

 

 

Рисунок к задаче 9

 

 

Задача 10

 

Определить потерю напряжения в проводах ВЛ. При суммировании нагрузок коэффициент одновременности принять равным единице. Результаты расчетов округлить до десятых долей вольта и сотых долей процента. В расчетах принять х₀=0,4 Ом/км; r₀ брать по приложению 1 [1,2]. Исходные данные вариантов заданий представлены в таблице 3.6.

 

 

 

Рисунок к задаче 10

Таблица 3.5 – Исходные данные вариантов

№ зад.	Uном, кВ	Значения нагрузок в узлах линии						Участок 0-1		Участок 1-2		Участок 2-3
		P1, кВт	Q1, квар	P2, кВт	Q2, квар	P3, кВт	Q3, квар	Марка провода	ℓ, км	Марка провода	ℓ, км	Марка провода	ℓ, Км
1	35	300	200	100	75	200	150	АС 95/15	20	АС 50/8	25	АС 35/6,2	10
2	110	900	700	1000	750	2500	2000	АС 120/27	50	АС 95/15	70	АС 70/11	90
3	220	5500	4000	3000	2400	6000	4500	АС 300/66	120	АС 185/43	120	АС 120/27	60
4	35	900	500	300	200	200	300	АС 120/27	20	АС 50/8	25	АС 25/4,2	45
5	110	3500	2000	2500	1800	2600	1600	АС 240/56	80	АС 150/34	60	АС 70/11	40
6	220	8500	5000	6500	4200	6500	4000	АС 400/22	140	АС 240/56	120	АС 120/27	100
7	35	200	100	350	150	450	200	АС 150/34	30	АС 120/27	30	АС 70/11	30
8	110	3200	1500	2200	1000	3400	1700	АС 240/56	90	АС 150/34	70	АС 95/15	50
9	220	5500	2500	1600	800	7000	3300	АС 240/56	170	АС 150/34	140	АС 120/27	110
10	35	300	250	250	200	260	200	АС 150/34	25	АС 95/15	35	АС 50/8	60
11	110	900	750	800	600	3000	2300	АС 150/34	60	АС 120/27	80	АС 95/15	100
12	220	8000	5500	4400	3300	7000	5200	АС 400/22	150	АС 240/56	130	АС 150/34	110
13	35	220	70	100	75	200	120	АС 70/11	20	АС 50/8	30	АС 35/6,2	40
14	110	2000	1500	900	500	3000	1800	АС 185/43	90	АС 120/27	70	АС 95/15	50
15	220	6000	4000	3000	1900	6100	3900	АС 300/66	180	АС 185/43	140	АС 120/27	70
16	35	300	150	250	100	600	300	АС 95/15	20	АС 70/11	30	АС 50/8	40
17	110	2100	1200	1500	900	2500	1300	АС 185/43	40	АС 120/27	50	АС 70/11	90
18	220	8500	4200	5500	2700	7500	3600	АС 400/22	150	АС 240/56	125	АС 150/34	100
19	35	130	100	150	100	150	100	АС 70/11	20	АС 50/8	25	АС 25/4,2	30
20	110	3200	2400	1000	750	4200	3000	АС 240/56	50	АС 150/34	70	АС 120/27	30
21	220	7500	5500	5500	4000	5000	4000	АС 400/22	90	АС 240/56	85	АС 120/27	200
22	35	500	350	450	300	500	250	АС 150/34	25	АС 95/15	25	АС 50/8	55
23	110	2000	1000	1500	1100	2400	1500	АС 185/43	45	АС 120/27	95	АС 70/11	85
24	220	8000	4500	4500	2800	7000	4000	АС 400/22	70	АС 240/56	100	АС 150/34	160
25	35	160	80	150	75	450	250	АС 120/27	25	АС 95/15	45	АС 70/11	35
26	110	3000	1500	2700	1200	4500	2500	АС 240/56	55	АС 185/43	75	АС 120/27	65
27	220	7500	4000	3000	1500	9000	4500	АС 400/22	50	АС 240/56	170	АС 185/43	170
28	35	150	100	150	120	350	300	АС 120/27	20	АС 95/15	20	АС 70/11	35
29	110	2800	1600	1800	1000	3000	1800	АС 240/56	90	АС 150/34	70	АС 95/15	50
30	220	7000	3500	3000	1500	6000	3000	АС 300/66	80	АС 185/43	150	АС 120/27	160

Таблица 3.6 – Исходные данные вариантов

№ зад.	Uном, кВ	Значения нагрузок в узлах линии						Участок 0-1		Участок 1-2		Участок 2-3
		IA1, A	IP1, A	IA2, A	IP2, A	IA3, A	IP3, A	Марка провода	ℓ, км	Марка провода	ℓ, км	Марка провода	ℓ, Км
1	110	7,5	6	7	5,5	21	16	АС 120/27	50	АС 95/15	70	АС 70/11	90
2	220	30	20	15	10	25	20	АС 300/66	120	АС 185/43	120	АС 120/27	60
3	35	15	10	9	7	10	8	АС  95/15	20	АС 50/8	25	АС 35/6,2	10
4	110	17,5	11	14	9	13	8	АС 240/56	80	АС 150/34	60	АС 70/11	40
5	220	33	20	27	17	24	15	АС 400/22	140	АС 240/56	120	АС 120/27	100
6	35	20	14	8	5	8	4,5	АС 120/27	20	АС 50/8	25	АС 25/4,2	45
7	110	16	7,5	11	5	17	8,5	АС 240/56	90	АС 150/34	70	АС 95/15	50
8	220	21	10	6	3	27	13	АС 240/56	170	АС 150/34	140	АС 120/27	110
9	35	10	4,8	16	8	22	12	АС 150/34	30	АС 120/27	30	АС 70/11	30
10	110	5	3,5	4,5	3	15	11	АС 150/34	60	АС 120/27	80	АС 95/15	100
11	220	35	26	20	15	33	24	АС 400/22	150	АС 240/56	130	АС 150/34	110
12	35	15	11	12	9	13	8,5	АС 150/34	25	АС 95/15	35	АС 50/8	60
13	110	10	6	4,5	3,5	14	10	АС 185/43	90	АС 120/27	70	АС 95/15	50
14	220	26	16	13	8	25	15	АС 300/66	180	АС 185/43	140	АС 120/27	70
15	35	6	3,5	4,3	2,5	9	6	АС 70/11	20	АС 50/8	30	АС 35/6,2	40
16	110	13	7	10	5	16	7	АС 185/43	40	АС 120/27	50	АС 70/11	90
17	220	28	13	18	8,5	25	12	АС 400/22	150	АС 240/56	125	АС 150/34	100
18	35	9	4,4	7	3,4	17	8,5	АС 95/15	20	АС 70/11	30	АС 50/8	40
19	110	17	15	7	5	21	16	АС 240/56	50	АС 150/34	70	АС 120/27	30
20	220	26	20	21	15	19	14	АС 400/22	90	АС 240/56	85	АС 120/27	200
21	35	6,5	4,7	7,5	5,5	7	5	АС 70/11	20	АС 50/8	25	АС 25/4,2	30
22	110	11	7	10	6	12	7,5	АС 185/43	45	АС 120/27	95	АС 70/11	85
23	220	30	19	18	11	27	17	АС 400/22	70	АС 240/56	100	АС 150/34	160
24	35	10	7	9	6	10	6	АС 150/34	25	АС 95/15	25	АС 50/8	55
25	110	12	5	14	6	21	11	АС 240/56	55	АС 185/43	75	АС 120/27	65
26	220	35	17	14	7	42	20	АС 400/22	50	АС 240/56	170	АС 185/43	170
27	35	5,5	2,5	5	2,3	14	7	АС 120/27	25	АС 95/15	45	АС 70/11	35
28	110	19	12	15	9	20	10	АС 240/56	90	АС 150/34	70	АС 95/15	50
29	220	23	11	10	4,5	20	9,5	АС 300/66	80	АС 185/43	150	АС 120/27	160
30	35	4,5	3,3	4,5	3,5	12	9	АС 120/27	20	АС 95/15	20	АС 70/11	35

3.5 Расчет сечений проводов по допустимой

потере напряжения

 

   При выполнении задания рекомендуется придерживаться следующего порядка расчетов [6, 7]:

   1 Рассчитать допустимую потерю напряжения в вольтах:

 

         (3.19)

 

   2 Определить величину нагрузки (в виде тока или мощности) на каждом из участков линии (рисунки к задачам 13 и 14):

 

(3.20)

 

(3.21)

 

   3 Определить реактивную составляющую потери напряжения в вольтах при заданном значении удельного индуктивного сопротивления (х₀):

    (3.22)

   (3.23)

 

   4 Определить активную составляющую потери напряжения в вольтах:

                   (3.24)

 

   5 Определить расчетное сечение проводов линии:

 

       (3.25)

      (3.26)

Задача 11

 

   Для приведенной линии определить сечение провода по допустимой потере напряжения (при F=const вдоль линии). Исходные данные вариантов заданий приведены в таблице 3.7. При суммировании нагрузок на участках линии коэффициент одновременности принять равным единице. В расчетах принять: х₀ = 0,4 Ом/км; γ = 0,032 км/Ом*мм². Результаты расчета сечения проводов округлить до десятых долей мм² и выбрать стандартное сечение.

 

Рисунок к задаче 11

 

 

Таблица 3.7 – Исходные данные вариантов

 

№ зад.	Uн,        кВ	Нагрузка													Длина  участков				ΔUдоп,%
		Iа1,   А		Iр1,   А			Iа2,   А		Iр2,   А		Iа3,   А		Iр3,   А		ℓ0-1,    км	ℓ1-2,    км		ℓ2-3, км
1	35	15		10			30		20		20		15		7	10		8	3
2	110	30		25			60		50		40		30		15	17		19	3
3	220	60		30			75		50		70		40		20	25		30	3
4	35	15		9			20		17		18		12		9	8		10	3,5
5	110	35		30			50		45		40		33		18	20		22	3,5
6	220	50		45			60		55		70		65		28	25		23	3,5
7	35	25		10			30		20		21		15		9	9		9	4
8	110	33		30			47		44		38		32		20	20		20	4
9	220	60		40			55		35		50		30		39	37		35	4
10	35	30		25			40		35		35		20		10	10		10	4,5
11	110	40		35			50		45		60		55		17	18		19	4,5
12	220	70		50			65		45		60		40		40	40		55	4,5
13	35	30		25			40		35		35		20		8	9		9	5
14	110	40		35			50		45		60		55		20	20		20	5
15	220	60		55			55		50		50		45		40	40		40	5
16	35	25		10			30		20		23		15		12	13		13	5,5
Окончание таблицы 3.7
№ зад.	Uн,        кВ	Нагрузка										Длина  участков							ΔUдоп%
		Iа1,   А	Iр1,   А		Iа2,   А	Iр2,   А		Iа3,   А		Iр3,   А		ℓ0-1,    км		ℓ1-2,    км			ℓ2-3, км
19	35	15	9		20	17		18		12		15		18			24		6
20	110	50	45		40	35		30		25		30		25			25		6
21	220	50	45		45	40		40		35		50		60			65		6
22	35	12	10		18	15		14		11		20		18			15		6,5
23	110	50	45		60	55		40		35		25		25			25		6,5
24	220	60	55		55	50		50		45		50		40			35		6,5
25	35	16	13		21	18		12		10		15		15			15		7
26	110	60	55		40	35		50		45		24		25			26		7
27	220	50	45		55	50		60		55		55		50			45		7
28	35	15	12		19	17		14		13		19		20			21		7,5
29	110	60	55		70	65		80		75		21		23			25		7,5
30	220	80	75		75	70		70		65		45		42			50		7,5

 

Задача 12

   Для приведенной линии определить сечение провода по допустимой потере напряжения (при F=const вдоль линии). Исходные данные вариантов заданий приведены в таблице 3.7. При суммировании нагрузок на участках линии коэффициент одновременности принять равным единице. В расчетах принять: х₀ = 0,4 Ом/км; γ = 0,032 км/Ом*мм². Результаты расчета сечения проводов округлить до десятых долей мм² и выбрать стандартное сечение.

 

 

Рисунок к задаче 12

 

 

Таблица 3.7 – Исходные данные вариантов заданий

 

№ зад	Uн,        кВ	Нагрузка						Длина участков			ΔUдоп,%
		P1,  кВт	Q1, квар	P2,  кВт	Q2, квар	P3,  кВт	Q3, квар	ℓ01,  км	ℓ12,   км	ℓ23,   км
1	35	300	200	250	180	200	150	7	8	9	0,7
2	110	9000	7000	7500	6000	11000	8000	15	17	19	4,4
3	220	25000	20000	15000	12000	30000	25000	30	35	40	4,4
4	35	900	500	450	300	500	450	9	8	10	1,5
5	110	10000	6000	7500	5500	8500	5000	19	20	22	3,2
6	220	23000	18000	19000	15000	27000	16000	28	25	23	2,9
7	35	750	450	950	750	1100	850	9	9	9	2,5
8	110	9600	8000	6600	5000	11000	8500	20	20	20	4,1
9	220	17000	15000	16000	10000	21000	15000	39	37	35	3,2
10	35	700	500	750	550	800	700	10	10	10	2,9
11	110	5500	5000	8000	7500	6500	6000	17	18	19	3,5
12	220	24000	19000	19000	15000	18000	16000	40	40	55	4,2
13	35	900	700	1000	750	600	400	8	9	9	1,8
14	110	6000	4500	5500	3500	9000	6500	20	20	20	3,6
15	220	18000	12000	16000	10000	20000	15000	40	40	40	3,5
16	35	1200	900	950	700	850	700	12	13	13	3,8
17	110	6300	3600	4500	3000	6000	4000	27	25	24	2,8
18	220	20000	15000	18000	12000	19000	12000	50	40	30	3,5
19	35	400	250	450	260	300	150	15	18	24	1,5
20	110	6500	4500	3000	2500	7000	4500	30	25	25	3,4
21	220	15000	10000	12000	8000	14000	7500	50	60	65	3,2
22	35	500	450	500	400	700	550	20	18	15	4,2
23	110	8000	4000	6000	4500	9000	5000	25	25	25	3,6
24	220	17000	12000	15000	9000	14000	8500	50	40	35	2,7
25	35	800	400	750	375	450	350	15	15	15	2,6
26	110	8500	5500	8000	6000	7500	5000	24	25	26	4,3
27	220	15000	8000	11000	7500	18000	9000	55	50	45	3,2
28	35	450	300	500	360	350	300	19	20	21	2,3
29	110	7500	5500	9000	7000	7500	5500	21	23	25	3,9
30	220	16000	9500	12000	8000	17000	9500	45	42	50	2,7

 

 

4.1 Определение расчетных нагрузок

на участках воздушной линии электропередачи

 

При определении расчетных нагрузок необходимо руководствоваться следующими положениями:

   1.Если нагрузки производственных потребителей или жилых домов отличаются по значению не более, чем в четыре раза, то для суммирования нагрузок используют коэффициент одновременности [1,2] или приложение А.

 

                                                      (4.1)

                                                    (4.2)

                                           (4.3)

                                                          (1.4)

                                                  (4.5)

                                                      (4.6)

 

   2.Если нагрузки производственных потребителей или жилых домов отличаются по значению более, чем в четыре раза, то для суммирования нагрузок используют таблицу добавок [1,2] или приложение А:

                                                  (4.7)

                                                (4.8)

(4.9)

                                              (4.10)

(4.11)

                                                (4.12)

 

   3.Для коммунально-бытовых потребителей [1,2] нет коэффициентов одновременности, поэтому независимо от соотношения складываемых нагрузок их суммирование производят с помощью табличных добавок [1,2].

 

Задача 13

   Определить суммарную расчетную мощность вечернего максимума нагрузки на участках (S_0-1; S_1-2; S_2-3; кВА) воздушной линии напряжением 0,38 кВ для однородных потребителей. Результаты ответов округлить до десятых долей.

Исходные данные вариантов заданий приведены в таблице 4.1.

 

 

 

 

Таблица 4.1 – Исходные данные

 

№ зад.

Вечерний максимум нагрузки, кВт

Наименование потребителе ⇐ Предыдущая123 Поделиться с друзьями: Эмиссия газов от очистных сооружений канализации: В последние годы внимание мирового сообщества сосредоточено на экологических проблемах... Семя – орган полового размножения и расселения растений: наружи у семян имеется плотный покров – кожура... История развития хранилищ для нефти: Первые склады нефти появились в XVII веке. Они представляли собой землянные ямы-амбара глубиной 4…5 м... Таксономические единицы (категории) растений: Каждая система классификации состоит из определённых соподчиненных друг другу...  © cyberpedia.su 2017-2024 - Не является автором материалов. Исключительное право сохранено за автором текста. Если вы не хотите, чтобы данный материал был у нас на сайте, перейдите по ссылке: Нарушение авторских прав. Мы поможем в написании вашей работы! 0.37 с.