Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
1.1 Средняя расчётная мощность
Средняя расчетная активная мощность за наиболее загруженную смену группы электроприемников с одинаковым режимом работы определяется по формуле
(1)
где kи - коэффициент использования,
Рном - установленная (номинальная) мощность группы электроприемников.
Средняя расчетная реактивная мощность
(2)
Осветительная нагрузка:
(3)
где kс = 0,8…0,95.
Для нагрузок в повторно-кратковременном режиме
, (4)
где ПВ – повторное включение электроприёмника, %. Задаётся технологическим процессом, учитывает работу в течение 8 часов - наиболее загруженной смены или в течение суток - 24 часов. Стандартные значения ПВ=15, 25, 40, 60%.
1.2 Максимальная расчетная нагрузка
Эффективное число электроприемников
, (5)
где Pi – номинальная активная мощность индивидуального электроприёмника
Допускается считать nэ = n при числе приемников в группе 4 и более и соблюдении условия
, (6)
где Рном.тах – номинальная мощность наибольшего электроприёмника;
Рном.тin – номинальная мощность наименьшего электроприёмника.
При m > 3 и kи > 0,2 эффективное число электроприемников рассчитывается по формуле
. (7)
Максимальная активная мощность
, (8)
где kм - коэффициент максимума (определяется по таблице или графику зависимости от среднего коэффициента использования ku и эффективного числа nэ группы электроприёмников).
Максимальная реактивная мощность
(9)
Полная максимальная мощность вычисляется по формуле
(10)
1.3 Определение центра нагрузок
Центр нагрузок - это выгоднейшая точка размещения трансформаторных подстанций или распределительных устройств. Он обеспечивает:
- минимизацию длины сети;
- более близких уровней напряжения у потребителей;
- минимизацию потерь напряжения.
Определение центра электрических нагрузок может быть выполнено двумя способами, в основе которых лежит положение технической механики по определению центра тяжести геометрических фигур.
Координаты центра нагрузок вычисляются по формулам
(11)
где хi – координата электроприёмника по оси абсцисс;
yi – координата электроприёмника по оси ординат;
п – число электроприёмников.
Если требуется обеспечить минимизацию суммарных потерь напряжения, то вычисления координат центра нагрузок проводят по следующим формулам
(12)
где Рi –номинальная мощность электроприёмника с координатами хi, yi.
|
№ |
Потребители |
Вариант |
|||||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
||
|
1 |
ЦБН теплой воды 160 (Рном, кВт) |
4/1 |
5/1 |
6/2 |
4/1 |
6/2 |
5/1 |
4/1 |
5/2 |
6/2 |
7/2 |
4/1 |
5/1 |
|
2 |
Вакуум-насосы Рномi, кВт (2,8…30) |
3 |
4 |
5 |
6 |
4 |
3 |
5 |
6 |
3 |
4 |
5 |
3 |
|
3 |
Вентиляторы (30 кВт) |
5 |
7 |
8 |
4 |
3 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
4 |
Вентиляторы градирен Рном = 30 кВт |
30 |
20 |
10 |
15 |
25 |
20 |
15 |
10 |
12 |
15 |
30 |
35 |
|
5 |
Калорифер (1 кВт) |
2 |
1 |
2 |
1 |
2 |
1 |
1 |
2 |
3 |
1 |
2 |
2 |
|
6 |
Вытяжной вентилятор Рном = 0,27 кВт |
2 |
3 |
2 |
3 |
3 |
2 |
3 |
3 |
2 |
3 |
2 |
2 |
|
7 |
Электрозадвижка Рном = (1,7…7) кВт |
15 |
16 |
17 |
13 |
14 |
15 |
16 |
17 |
18 |
13 |
14 |
15 |
Продолжение таблицы 1
|
8 |
Управляемый преобразователь Рном = 180 кВт |
3 |
3 |
3 |
3 |
2 |
3 |
3 |
2 |
3 |
3 |
4 |
4 |
|
9 |
Освещение Рном = (0,04…0,25) кВт |
24 |
25 |
30 |
27 |
30 |
24 |
25 |
26 |
27 |
28 |
30 |
31 |
|
10 |
Сварочный пост Рном = 10 кВт |
1 |
2 |
3 |
3 |
2 |
1 |
1 |
2 |
3 |
2 |
3 |
1 |
Таблица 2 - Нагрузка 6 кВ
|
Вариант |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
n1, СД по 500 кВт |
6 |
3 |
8 |
4 |
2 |
6 |
3 |
4 |
2 |
4 |
|
n2, СД по 320 кВт |
4 |
7 |
2 |
6 |
8 |
4 |
7 |
6 |
8 |
6 |
|
n3, км |
2,5 |
3,5 |
2,5 |
3,7 |
2,7 |
3,0 |
3,1 |
2,8 |
3,1 |
2,9 |
Электрические нагрузки промышленных предприятий по методу коэффициента максимума рассчитывается в табличной форме.
Вначале вычерчивается расчетная таблица и анализируется перечень электроприемников. Электроприемники разбиваются на группы, руководствуясь следующим:
-по напряжению 6 кВ и 0,4 кВ;
-электроприёмники 0,4 кВ разбиваются в зависимости от особенностей технологии производства, назначения, места установки и т.д.;
-электроприемники 0,4 кВ в пределах узла или группы разбиваются на подгруппы с одинаковыми или близкими по величине коэффициентами использования и cos ;
-первыми записываются приемники длительного режима с переменным графиком нагрузки;
-вторыми записываются электроприемники повторно - кратковременного режима с приведением их к ПВ = 1;
-третьими записываются электроприемники, работающие эпизодически.
Далее заполняется расчётная таблица А.1.
В графу I заносятся номера построчных записей в таблице;
В графе II записывают наименования узлов и групп;
Графа III - в числителе - число рабочих электроприемников, в знаменателе – число резервных электроприемников;
В графе IV - в каждой группе записывают установленную мощность наименьшего по мощности приемника и через тире - наибольшего по мощности, приведенные к ПВ = 1;
Графа V - числитель - сумма мощностей рабочих электроприемников, приведенных к ПВ = 1, в знаменателе - сумма мощностей резервных электроприемников;
В графе VI определяется число m
, (13)
если т > 3, то его не определяют.
Графы VII и VIII (cos и kи) заполняют пользуясь таблицами справочника.
Графу IX заполняют на основании граф V и VII. Средняя расчетная активная мощность
. (14)
Графа X - средняя расчетная реактивная мощность
(15)
Для заполнения граф VII и VIII по узлу предварительно находят итоги граф V, IX, X.
Графа VII - коэффициент использования
. (16)
В графе VIII определяют коэффициент мощности
. (17)
По полученному значению tg определяется cos .
Начиная с графы XI, расчеты ведут для группы приемников.
В графе XI в зависимости от т, выбирается формула для вычисления эффективного числа электроприемников пэ. При числе приемников в группе 4 и более и соблюдении условия
(18)
Эффективное число электроприемников равно
(19)
При m > 3 и kи > 0,2 эффективное число электроприемников рассчитывается по формуле
. (20)
В графе XII определяется коэффициент мощности kм по известному эффективному числу электроприемников пэ и коэффициенту использования kи.
Графа XIII - зная коэффициент мощности kм и среднюю расчетную активную Рсм и реактивную Qсм мощность определяют максимальную нагрузку
(21)
(22)
В графу XV записывают полная максимальная мощность, которая вычисляется по формуле
(23)
В графе XVI определяют расчётный максимальный ток для электроприёмников переменного тока
. (24)
Координаты центра нагрузок вычисляют по формулам
. (25)
Если требуется обеспечить минимизацию суммарных потерь напряжения, то вычисления координат центра нагрузок проводят по следующим формулам
. (26)
3 Определение числа трансформаторов
Определяют минимальное число трансформаторов по формуле
, (27)
где Рм - потребляемая активная мощность в часы максимума, кВт;
kз = 0,7 - коэффициент загрузки трансформатора;
Sнт - номинальная мощность одного трансформатора.
Оптимальное число трансформаторов
(28)
где Nдоп – дополнительное число трансформаторов, равно нулю.
Уточняется номинальная мощность трансформатора
(29)
Учитывается перегрузка трансформатора на 40 % при авариях
Sнт оконч = 1,4 Sнт . (30)
По полученному значению мощности выбирается трансформатор из стандартного ряда.
Наибольшая реактивная мощность, которая может быть передана со стороны сети 10 кВ в сеть 1 кВ без увеличения заданного числа трансформаторов, равна
(31)
Мощность, которую необходимо скомпенсировать на стороне 0,4 кВ
. (32)
Фактическая наибольшая реактивная мощность нагрузки предприятия Qр вычисляется по формуле
, (33)
где Рм - мощность активной нагрузки предприятия в часы максимума энергосистемы, принимаемая по средней расчётной мощности Рсм наиболее загруженной смены;
tgφ1 – коэффициент мощности до компенсации
; (34)
tgφ2 - оптимальный тангенс угла, соответствующей установленным предприятию условиям получения от энергосистемы мощностей нагрузки Рм, Qв-н
. (35)
Затраты на компенсацию реактивной мощности
, (36)
где Зy0,4 - удельные затраты на компенсацию 1 кВАР реактивной мощности на стороне 0,4 кВ;
Зy10 - удельные затраты на компенсацию 1 кВАР реактивной мощности на стороне 10 кВ.
При выборе числа трансформаторов следует сравнить величину расчётных затрат для варианта с минимальным числом Nо и конкурентоспособным вариантом с числом трансформаторов той же мощности, увеличенным на единицу
Снижение затрат здесь может быть достигнуто за счет заметного уменьшения средств компенсации на стороне 0,4 кВ, которые гораздо дороже аналогичных установок на 10 кВ.
Расчеты по второму варианту (с числом трансформаторов N) проводятся по формулам (31), (32), (36), но дополнительно к затратам рассчитанным по формуле (36) добавляется стоимость одной трансформаторной подстанции - ЗТП.
ЗТП = ЕКТП, (38)
где Е = 0,223 - коэффициент отчислений от капитальных вложений;
- стоимость трансформатора.
Общий порядок расчета несколько меняется, когда минимальное число трансформаторов получается меньше или равно двум. В этом случае определяется минимально возможная мощность трансформаторов
. (39)
Окончательное значение принимается равным ближайшему большему к Sм из шкалы.
Далее рассчитываются общие затраты
(40)
В качестве конкурирующего варианта рассматривается вариант с тем же количеством трансформаторов, но с большим (следующим из шкалы) значением их номинальной мощности. Расчеты проводят по формулам (31), (32) и (40).
Если при расчете Sм она оказывается равной 2500 кВА, т.е. наибольшей из шкалы, то выбор трансформаторов производится обычным порядком.
Если при расчетах по формуле (32), Qк получается меньше или равно нулю (вся реактивная мощность передается через трансформатор), то Qк = З0,4 = 0.
4 Технико-экономическое сравнение
вариантов питающих линий
4.1 Расчёт тока в питающей линии
Расчетная сила тока в питающей линии
, (41)
где n - количество кабелей (линий).
Расчетная максимальная сила тока
. (42)
4.2 Выбор кабеля. Экономически целесообразное сечение
Экономически целесообразное сечение определяют предварительно по расчётному максимальному току Iр и экономической плотности тока jэ
, (43)
jэ- экономическая плотность тока, для медных кабелей jэ= 2,5 А /мм2,
для алюминиевых кабелей jэ= 1,4 А/мм2.
Проверка кабеля на допустимую потерю напряжения
, (44)
где P=0,5Pp - активная и Q=0,5 Qp - реактивная мощности;
R=0,5 R0 l - активное и X=0,5 X0 l – реактивное сопротивление кабеля;
R0, Х0 - удельные сопротивления кабеля.
U не должно превышать 5% от Uном, для Uном=6кВ допустимое падение напряжения Uдоп=300В.
4.3 Выбор воздушной линии. Экономически целесообразное сечение
Экономическая плотность тока воздушной линии .
Экономически целесообразное сечение определяют по формуле
. (45)
Проверка сечения воздушной линии
. (46)
Проверка воздушных линий на допустимую потерю напряжения
. (47)
U не должно превышать 5% от Uном, для Uном=6кВ допустимое падение напряжения Uдоп=300В.
Потери мощности в воздушной линии
. (48)
Стоимость эксплутационных расходов воздушной линии
, (49)
где Ка - коэффициент амортизационных отчислений, равен 0,16;
К1 - суммарные капитальные затраты, т.руб;
Кэ - коэффициент эксплутационных отчислений, равен 0,1;
Сп - стоимость потерь электроэнергии.
, (50)
где b0 - стоимость 1квт-ч;
t - количество часов в году.
, (51)
где Куд= 3,3 т.руб./км.
Потери мощности в кабельной линии
. (52)
Стоимость эксплутационных расходов кабельной линии
. (53)
Суммарные капитальные затраты
, (54)
, (55)
где Куд1=5.3 т. руб./км.
, (56)
где Куд2=0,48 т.руб./км.
Определяем срок окупаемости более капиталоемкого варианта за счет экономии электроэнергии:
. (57)
Срок окупаемости должен быть меньше нормативного, от 3 до 5 лет.
5 Расчет токов короткого замыкания
Для сети 6кВ расчет ведется в относительных единицах. Базисное напряжение U = 6,3кВ, базисная мощность-мощность трансформатора подстанции 110/6 кВ, равна 40 МВА.
а) б)
Рисунок 1- Расчётные схемы на 6 кВ (а) и на 0,4 кВ (б)
Находят реактивное сопротивление трансформатора Т1
(58)
где Х* = 0,01Uк = 0,0110% = 0,1 - относительное реактивное сопротивление трансформатора.
Находят базисное сопротивление реактора
(59)
где .
Активное и реактивное сопротивление кабельных линий
(60)
(61)
(62)
. (63)
Для алюминия = 32 Оммм2 – удельное сопротивление материала кабеля.
Ток короткого замыкания для точки К1
. (64)
Ударный ток
(65)
где ку – ударный коэффициент, определяют по кривой зависимости ky=f(Ta).
Постоянная времени затухания апериодической составляющей определяется по формуле
. (66)
Определяют ток подпитки от асинхронного двигателя
(67)
где Е” = 0,9 – сверхпереходная ЭДС;
Х”d = 0,2 – индуктивное сопротивление.
Находят ток подпитки от асинхронного двигателя
. (68)
Суммарный ток короткого замыкания
. (69)
Суммарный ударный ток
. (70)
Расчет токов короткого замыкания на 0,4 кВ ведут в именованных величинах. Так как мощность трансформатора 40 МВА более чем в 50 раз больше мощности цехового трансформатора 560 кВА, то мощность системы неограниченна и напряжение 0,4 кВ неизменно.
Заданное значение сверхпереходного тока I”(з) = 35кА - начальное значение периодической составляющей.
. (71)
Сопротивление цехового трансформатора в относительных единицах
, (72)
. (73)
Сопротивление цехового трансформатора в приведении к 400 В
, (74)
. (75)
Считают, что известны сопротивления:
- контактов автоматов - 0,08 мОм,
- автоматов - 0,3 мОм,
- пускателей - 0,3мОм,
- контактов разъединителей и пускателей - 0,08 мОм
- переходные сопротивления контактов - 0,015 мОм.
Определяют токи для точки К1.
Суммарное сопротивление
RΣ1=R1=Rm, (76)
Х1 = Хс +Хт, (77)
. (78)
Для точки К4 в ударном токе учитывается пусковой ток асинхронного двигателя in
iу4 = iу4’ + iп. (79)
Пусковой ток асинхронного двигателя
iп = Iн * кпт . (80)
6 ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ
6.1 Выбор выключателей (вводного и секционного)
Выбор производят по следующим параметрам:
- по напряжению;
- по длительному току Imax расч Iном;
- проверяется на электродинамическую стойкость iуд iдин;
где iдин - ток электродинамической стойкости по каталогу (предельный сквозной ток, в кА);
- проверка на термическую стойкость по тепловому импульсу тока короткого замыкания
, (81)
где Вк- тепловой импульс тока короткого замыкания;
tтер- длительность тока термической стойкости по каталогу;
Iтер- ток термостойкости.
, (82)
где tпр - приведенное время короткого замыкания, в течении которого ток Iп.о. выделяет то же количества теплоты, что и изменяющийся ток за действительное время.
Выбор секционного выключателя (как и вводной выключатель масляный, токи сравниваемые те же).
Периодическую составляющую тока короткого замыкания Iп.о и ударный ток Iуд берем для одной секции.
6.2 Выбор ошиновки распределительного устройства 6 кВ
Исходные данные: Iрасч.max., Iп.о от двух секций, iуд от двух секций.
Шины установлены на изоляторах плашмя, расстояние между фазами а=250мм, расстояние между изоляторами в пролете l=900мм по конструкции ячеек К-XII.
По току выбираются алюминиевые шины 80×8мм, S=640мм2, Iдоп.=365кА.
Сечение кабеля на термическую устойчивость для трехфазного, короткого замыкания проверяется по формуле
, (83)
где Iп0 - периодическая составляющая тока короткого замыкания;
tпр=0,2 приведенное время действия тока короткого замыкания;
С - коэффициент, соответствующий разности выделенного тепла в проводнике после и до короткого замыкания; он имеет следующие значения: для кабелей с напряжением 6-10 кВ с медными жилами - 141; с алюминиевыми жилами - 85; для алюминиевых шин - 88; для медных шин - 171; для стальных шин - 60.
Момент сопротивления для однополосных шин расположенных плашмя, определяется по формуле
, (84)
где b - толщина одной полосы шины, см;
h - ширина шины, см.
Расчетное напряжение в металле шин
. (85)
Расчетное усилие от динамического воздействия тока короткого замыкания
. (86)
Сечение выбранного кабеля должно быть больше расчетного минимального сечения, если иначе, то необходимо выбрать большее сечение, то есть должно выполняться условие
. (87)
6.3 Выбор разделителей и отделителей
Разъединители и отделители выбирают по конструктивному выполнению, номинальным значениям напряжения и тока, роду установки (наружная, внутренняя), стойкости к токам короткого замыкания. Короткозамыкатели характеризуются также номинальными токами включения.
В справочниках приводятся следующие технические данные разъединителей и отделителей внутренней и наружной установки: тип, исполнение полюсов, номинальное напряжение Uном.р, номинальный ток разъединителя Iном.р, амплитудное значение предельного сквозного тока при коротком замыкании iдин, предельный ток термической стойкости Iтерм.р, время протекания тока термической стойкости tтерм, масса разъединителя (50... 1500 кг), тип привода. Для отделителей также приводится полное время отключения от подачи команды на привод до полного отключения (0,4...0,6 с).
Выбор разъединителей и отделителей производится по следующим параметрам:
1) по номинальному напряжению
; (88)
2) по току продолжительного режима
; (89)
3) по термической стойкости
, (90)
t=4 c при ,
t=3 c при ;
4) по электродинамической стойкости
. (91)
6.4 Выбор короткозамыкателей
В справочниках приводятся следующие технические данные короткозамыкателей наружной установки: тип, номинальное напряжение Uном.к.з, амплитудное значение предельного сквозного тока при коротком замыкании iдин, предельный ток термической стойкости Iтерм.к.з, время протекания тока термической стойкости tтерм, полное время включения от подачи команды на включение до касания контактов (0,16...0,35 с), масса короткозамыкателя (40...250 кг), тип привода.
Выбор короткозамыкателей производится по следующим параметрам:
1) по номинальному напряжению
; (92)
2) по термической стойкости
; (93)
3) по электродинамической стойкости
. (94)
6.5 Выбор предохранителей напряжением до 1 кВ
Предохранители напряжением до 1 кВ выбираются по следую щим условиям:
а) номинальное напряжение
Uном≥Uном.уст; (95)
б) номинальный ток плавкой вставки Iном.вст выбирается по двум условиям:
1) по длительному максимальному току линии Iрmах
; (96)
2) по пусковому Iпуск (или пиковому Iпик) току;
При защите ответвления, идущего к одиночному двигателю с нечастыми пусками и длительностью пускового периода не более 2,5 секунд
; (97)
При защите ответвления, идущего к одиночному двигателю с частыми пусками или большой длительностью пускового периода
; (98)
При защите линии, питающей силовую или смешанную нагрузку
; (99)
в) номинальный ток предохранителя
. (100)
Если в сети установлено несколько последовательно включен ных предохранителей, то при коротком замыкании в какой-либо точке сети перегорать должен ближайший к точке короткого замыкания предохранитель. Для получения селективного действия большинства типов предохранителей напряжением до 1 кВ необходимо выбирать плавкие вставки с номинальными токами, отличающимися не менее, чем на две ступени.
7 Компенсация реактивной мощности
Суммарная реактивная мощность, которую необходимо компенсировать
. (101)
Величина генерируемой синхронным двигателем реактивной мощности зависит от загрузки синхронного двигателя активной мощностью и данных двигателя
, (102)
где η - коэффициент полезного действия;
Кпрм - коэффициент перегрузки по реактивной мощности.
Реактивная мощность, вырабатываемая синхронными двигателями 320кВт и 500кВт
, (103)
, (104)
где u и g- количество двигателей.
Суммарная мощность вырабатываемая синхронными двигателями
. (105)
Сравнивают и, и если <, то конденсаторная батарея не нужна.
8 Выбор трансформаторов тока и
трансформаторов напряжения
8.1 Выбор трансформатора тока
- току;
- по конструкции и классу точности;
- по электродинамической стойкости;
- по термической стойкости;
- по вторичной нагрузке.
Вторичная нагрузка трансформатора тока
Счетчик активной энергии 2,5 ВА
Счетчик реактивной энергии 2,5 ВА
Суммарная мощность 6,5 ВА
Сравнить:
а) расчётный максимальный ток Iр max с каталогом;
б) ударный ток Iуд с каталогом;
в) произведение I2 тер* tпр должно быть больше каталожного.
Для секционного выключателя выбирают обычно тот же трансформатор тока, что и на приходящих линиях, при этом вторичная нагрузка Sвтор.=6,5 ВА.
Ударный ток берётся равным ударному току одной секции.
Для отходящих линий от РУ-6 кВ к синхронным двигателям выбираются те же трансформаторы тока, при этом рассчитывают Iр max, Iуд.
8.2 Выбор трансформаторов напряжения
Нагрузка всех измерительных приборов и реле, присоединенных к трансформатору напряжения (ТU), ВА
. (106)
Затем выбирается трансформатор напряжения (например, НТМИ-6-66).
Таблица 3 - Вторичная нагрузка трансформатора напряжения
|
ПРИБОР |
Тип |
S1обмот. |
Число обмоток |
cos |
sin |
Число приборов |
Общая мощность |
|
|
P |
Q |
|||||||
|
Вольтметр |
Сборная шина Э-335 |
2 |
1 |
1 |
0 |
1 |
2 |
0 |
|
Ваттметр |
Ввод 6кВ Д-335 |
1,5 |
2 |
1 |
0 |
1 |
3 |
- |
|
Счетчик актив. |
Ввод от ТЭЦ И-674 |
3 |
2 |
0,38 |
0,929 |
1 |
6 |
14,5 |
|
Счетчик реакт. |
Ввод от ТЭЦ И-674 |
3 |
2 |
0,38 |
0,925 |
1 |
6 |
14,5 |
|
Счетчик актив. |
Линии 6 кВ И-674 |
3 |
2 |
0,38 |
0,925 |
6 |
36 |
87 |
|
Счетчик реакт. |
3 |
2 |
0,38 |
0,925 |
6 |
36 |
87 |
|
|
Частотомер |
Линии 6 кВ Э-372 |
3 |
1 |
1 |
1 |
0 |
15 |
- |
9 Потери мощности и электроэнергии
9.1 Потери мощности и электроэнергии в воздушных и кабельных линиях
Электрическая нагрузка имеет переменный характер, поэтому потери будут изменяться с изменением нагрузки.
Среднеквадратичный ток
, (107)
где kф=1,05...1,1- коэффициент формы графика нагрузки.
Определить среднее значение тока, если есть счётчик электроэнергии
, (108)
где W - расход активной электроэнергии за время T;
cos φср.взв - средневзвешенный коэффициент мощности.
Если счётчика нет, то среднее значение тока определяют по формуле
. (109)
Средневзвешенный коэффициент мощности
, (110)
где W=P·T- активная энергия;
V=Q ·T- реактивная энергия.
Потери активной мощности и электроэнергии по среднеквадратичному току определяют по формулам
, (111)
. (112)
Потери реактивной мощности и реактивной энергии составят
, (113)
. (114)
9.2 Потери мощности и электроэнергии в трансформаторе
Полные активные потери без учёта потерь идущих на нагревание стали ΔРст
. (115)
Активное сопротивление обмоток трансформатора
, (116)
где ΔРм – потери в меди;
Uном – номинальное напряжение обмотки трансформатора.
С помощью каталожных данных потери мощности можно определить иначе. Если даны потери короткого замыкания , соответствующие потерям в меди Sмедн, то активные потери
, (117)
где S – фактическая загрузка трансформатора;
Sном – номинальная нагрузка трансформатора.
Потери реактивной мощности
. (118)
Реактивное сопротивление обмоток трансформатора
, (119)
где Uк – напряжение короткого замыкания.
PAGE \* MERGEFORMAT35
М1
3
QF2
К2
К1
QF1
Q1
К4
O
К1
К2
К3
К4
400м
800м
0,4кВ