Электроснабжение населенного пункта
Электроснабжение населенного пункта
1.
Определение расчётных нагрузок
Величины электрических
нагрузок отдельных электроприёмников и их групп являются исходными данными для
проектирования системы электроснабжения. По своей природе электрические
нагрузки - изменяющиеся во времени случайные величины. При проектировании
обычно используют расчетные нагрузки, т.е. наибольшие значения полной мощности
за промежуток времени в конце рабочего периода. Различают дневной 
и
вечерний 
максимумы
нагрузок потребителя или группы потребителей.
1.1 Расчётные нагрузки
на вводе потребителей
Значения полной мощности
определялись по формуле:
Коэффициент мощности
вычислялся по формуле:
Все расчеты сведены в
табл. 3
Расчёт нагрузки жилого
дома.
где и
-
дневная и вечерняя нагрузки жилого 1 квартирного дома соответственно;
Р - электрическая
нагрузка на вводе в дом;
и 
-
коэффициенты дневного и вечернего максимумов соответственно электрических
нагрузок жилых домов.
где 
и
-
дневная и вечерняя активные мощности соответственно;
- коэффициент мощности.
где 
и
-
дневная и вечерняя реактивные мощности соответственно.
Чтобы пересчитать
мощности на 2-х, 10-ти, 14-ти квартирные дома необходимо умножить полученные
результаты для одноквартирного дома на коэффициент одновременности и число
квартир.
|
Потребитель
|
Коэффициент одновременности при числе потребителей
|
|
2
|
10
|
14
|
|
Жилые дома с нагрузкой на вводе 1…2 кВт/дом
|
0.7
|
0.38
|
0.316
|
Например, мощность жилого 2-х
квартирного дома при дневном режиме:
Значения и
взяты
из ([2], стр. 39, табл. 3.7)
Расчёт нагрузки теплицы
зимней с обогревом от котельной 450 м2:
где и
-
дневная и вечерняя активные мощности соответственно;
- максимальная удельная
мощность на 1 м2; 
.
Таблица 3
кВт
квар
кВА
кВт
квар
|
кВА
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
|
Дом жилой 2 кв.
|
1,36
|
0,58
|
1,48
|
0,92
|
2,27
|
0,66
|
2,36
|
0,96
|
|
Дом жилой 10 кв.
|
3,7
|
1,59
|
4,02
|
0,92
|
6,16
|
1,79
|
6,42
|
0,96
|
|
Дом жилой 14 кв.
|
4,3
|
1,85
|
4,67
|
0,92
|
7,17
|
2,08
|
7,5
|
0,96
|
|
Прачечная производ-ю 0,125 т белья в смену
|
10,2
|
6,32
|
12,0
|
0,85
|
10,8
|
5,23
|
12,0
|
0,90
|
|
Начальная школа на 160 учащихся
|
10,2
|
6,32
|
12,0
|
0,85
|
3,6
|
1,74
|
4,0
|
0,90
|
|
Столовая школы
|
8,5
|
5,27
|
10,0
|
0,85
|
4,5
|
2,18
|
5,0
|
0,90
|
|
Птицефабрика по производству яиц на 200 тыс. кур-несушек
|
1275,0
|
1124,4
|
1700,0
|
0,75
|
1487,5
|
921,9
|
1750,0
|
0,85
|
|
Плотницкая
|
3,5
|
3,57
|
5,0
|
0,70
|
0,75
|
0,66
|
1,0
|
0,75
|
|
Холодильник для хранения фруктов емкостью 250 тонн
|
38,25
|
23,71
|
45,0
|
0,85
|
40,5
|
19,62
|
45,0
|
0,90
|
|
Фельдшерско-акушерский пункт
|
1,7
|
1,05
|
2,0
|
0,85
|
3,6
|
1,74
|
4,0
|
0,90
|
|
Свинарник-откормочник на 12 тыс. голов
|
405,0
|
357,2
|
540,0
|
0,75
|
391,0
|
242,3
|
460,0
|
0,85
|
|
Детские ясли-сад на 50 мест
|
4,25
|
2,63
|
5,0
|
0,85
|
2,7
|
1,31
|
3,0
|
0,90
|
|
Летний лагерь КРС на 200 голов
|
11,25
|
9,92
|
15,0
|
0,75
|
12,75
|
7,90
|
15,0
|
0,85
|
1.2 Суммарная расчётная
нагрузка населённого пункта
Для
предварительного выбора количества и мощности трансформаторных ТП 10/0,4 кВ необходимо
определить суммарную нагрузку населённого пункта. Раздельно для режимов дневной
и вечерней нагрузки рассчитываем расчётные нагрузки для 4-х групп потребителей:
жилые дома, коммунальные и культурно-административные потребители,
производственные потребители и наружное освещение. Для вычисления расчётной
нагрузки группы потребителей используем коэффициенты одновременности, а для
определения суммарной нагрузки - таблицы суммирования нагрузок.
1.2.1
Расчётная нагрузка жилых домов
Всего в населённом пункте: 2-х
квартирных домов - 6 шт.
-ти квартирных домов - 13 шт.
-ти квартирных домов - 22 шт.
Всего - 450 квартир
Коэффициент
одновременности 
,
тогда:
Дневной режим:
Вечерний режим:
1.2.2 Расчётная нагрузка
коммунальных и культурно-административных потребителей
Всего 6 потребителей:
Коэффициент
одновременности 
Дневной режим:
Вечерний режим:
1.2.3
Расчётная нагрузка производственных потребителей
Всего потребителей 7:
Коэффициент
одновременности 
Дневной режим:
Вечерний режим:
1.2.4
Расчётная нагрузка наружного освещения
При масштабе 
задаёмся
главной и второстепенной улицей, их шириной и длиной:
. Главная улица
(покрытие - асфальт): ширина = 10 м; длина = 1540 м;
. Две дороги местного
назначения (покрытие простейшего типа): длина = по 1050 м; ширина = 8 м.
Освещение осуществляется лампами
РКУ-250 и НКУ-200.
Тогда суммарная
мощность на освещение улиц:
1.2.5
Суммарная расчётная нагрузка потребителей
Дневной режим:
Вечерний режим:
Так как расчётная
мощность вечером больше, чем днём, то все остальные расчёты выполняем для
режима вечерней нагрузки.
2.
Выбор количества, мощности и местоположения подстанций 10/0,4 кВ
Основные параметры
всех элементов системы электроснабжения необходимо выбирать по критерию
минимума приведённых затрат. Однако для выбора оптимального количества и
местоположения подстанций (ТП) 10/0,38 кВ в небольших селениях достаточно
надёжных аналитических методов нет. Поэтому количество ТП 10/0,38 кВ обычно
определяют с учётом опыта и интуиции инженера-проектировщика. Причём стремятся
по возможности питание производственных потребителей осуществлять от отдельных
ТП или, по крайней мере, от отдельных ВЛ - 0,38 кВ.
Для данного
населённого пункта ориентировочно намечаем 4 ПС.
К первой ПС
предполагается присоединить:
28 домов (320
квартир):
прачечную
производительностью 0,125 тонн белья в смену:
холодильник для хранения
фруктов емкостью 250 тонн:
Ориентировочно
принимаем ТП 10/0,4 кВ мощностью, равной 160 кВ·А.
Ко второй ПС предполагается
присоединить:
13 домов (130 квартир):
начальная школа на 160
учащихся:
столовая школы:
фельдшерско-акушерский
пункт:
детские ясли - сад на 50
мест:
бригадный дом:
плотницкая:
овчарня на 1000 голов
молодняка:
теплица зимняя с
обогревом от котельной:
Тогда,
Ориентировочно принимаем
ТП 10/0,4 кВ мощностью, равной 160 кВ·А.
К третьей ПС предполагается
присоединить:
− птицефабрику по
производству яиц на 200 тыс. кур - несушек: 
Ориентировочно принимаем
ТП 10/0,4 кВ мощностью, равной 2,5 МВ·А.
К четвертой ПС
предполагается присоединить:
− свинарник -
откормочник на 12 тыс. голов:
− летний лагерь
КРС на 200 голов:
Ориентировочно принимаем
ТП 10/0,4 кВ мощностью, равной 630 кВ·А.
К установке принимаются
комплектные трансформаторы ТП, как наиболее экономичные.
3.
Электрический расчёт ВЛ-10 кВ
3.1 Составление
таблицы отклонений напряжения
Электроснабжение
осуществляется по системе 110/10/0,38 кВ. Уровни напряжения на шинах 10 кВ, в
нашем случае равны +4% в максимуме нагрузки и -3% в минимуме. Допустимые
отклонения напряжений у удалённых потребителей в режиме максимума нагрузки
равны -5%. Потери напряжения в ТП равны -4% при 100%-ной нагрузке и -1% при
25%-ной.
Таблица 4.
Надбавки, потери и отклонения напряжения в сетях 10 и 0,38 кВ
|
Элемент сети
|
Удаленная ТП
|
Ближайшая ТП
|
|
100%
|
25%
|
100%
|
25%
|
|
удал.
|
ближ
|
удал.
|
ближ.
|
удал.
|
ближ.
|
удал.
|
ближ.
|
|
Шины 10 кВ
|
+4
|
+4
|
-3
|
-3
|
+4
|
+4
|
-3
|
-3
|
|
ВЛ-10кВ
|
-4
|
-4
|
-1
|
-1
|
0
|
0
|
0
|
0
|
|
Тр-р 10/0,4
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
потери
|
-4
|
-4
|
-1
|
-1
|
-4
|
-4
|
-1
|
-1
|
|
надбавка
|
+5
|
+5
|
+5
|
+5
|
+2,5
|
+2,5
|
+2,5
|
+2,5
|
|
ВЛ-0,38кВ
|
+6
|
0
|
+1,5
|
0
|
+7,5
|
0
|
+1,875
|
0
|
|
потребитель
|
-5
|
+1
|
+1,5
|
0
|
-5
|
+2,5
|
+0,375
|
-1,5
|
Таким образом,
максимально допустимая потеря напряжения в ВЛ-10 кВ может составить до 4%, а
ВЛ-0,38 кВ - до 7,5%.
3.2
Выбор сечений проводов и расчёт потери напряжения в ВЛ-10 кВ
Т.к. нагрузки
отдельных ТП отличаются более чем в 4 раза, их можно складывать с помощью
таблицы суммирования нагрузок.
Таблица 5.
Результаты расчетов ВЛ-10 кВ (ВЛ №1)
|
Участок
|
Sрасч., кВА
|
Длина участка, км
|
Марка провода
|
Потери ∆U, %
|
|
|
|
|
на участке
|
От РТП
|
|
0 - 1
|
487,5
|
4,0
|
АС - 70
|
1,0
|
|
1 - ТП65
|
141,0
|
0,5
|
АС - 35
|
0,05
|
1,05
|
|
1 - 2
|
380,25
|
7,0
|
АС -70
|
1,5
|
2,55
|
|
2 - ТП69
|
102,0
|
1,7
|
АС - 35
|
0,14
|
2,69
|
|
ТП69 - 4
|
102,0
|
1,0
|
АС - 35
|
0,08
|
2,77
|
|
4 - ТП71
|
108,0
|
0,8
|
АС - 35
|
0,07
|
2,84
|
|
4 - ТП70
|
91,0
|
1,7
|
АС - 35
|
0,13
|
2,97
|
|
2 - 6
|
167,0
|
3,0
|
АС - 70
|
0,2
|
3,17
|
|
6 - ТП73
|
167,0
|
0,4
|
АС - 35
|
0,05
|
3,22
|
Выбор марки и
сечения проводов ВЛ 10 кВ:
1. Расчёт
эквивалентной мощности на магистрали:
где: 
-
расчетная электрическая нагрузка i-го
магистрального участка, кВ·А;
- длина i-го магистрального участка, км.
2. Расчёт эквивалентного тока
на магистрали:
,
где U - номинальное напряжение
магистрали. U = 10 кВ.
. Расчёт эквивалентного
сечения провода на магистрали:
,
где:
- экономическая плотность тока;
Принимаем на магистрали
провод марки АС-70. Активное сопротивление
, индуктивное
сопротивление 
.
Теперь рассчитаем,
какой провод будет на отпайках:
. Расчёт
эквивалентной мощности на отпайках:
Тогда,
. Расчёт эквивалентного
тока на отпайках:
. Расчёт эквивалентного
сечения провода на отпайках:
Принимаем на отпайках
провод марки АС-35. Активное сопротивление 
, индуктивное
сопротивление 
.
. Расчёт падения
напряжения в вольтах и процентах определяется как:
Таблица 6.
Результаты расчетов ВЛ-10 кВ (ВЛ №2)
|
Участок
|
Sрасч., кВА
|
Длина участка, км
|
Марка провода
|
Потери ∆U, %
|
|
|
|
|
на участке
|
от РТП
|
|
0 - 1'
|
2260,64
|
1,0
|
АС-120
|
0,97
|
0,97
|
|
1' - ТП64
|
120,0
|
0,6
|
АС-35
|
0,06
|
1,03
|
|
1' - 2'
|
2170,64
|
4,0
|
АС-120
|
0,64
|
1,67
|
|
2' - ТП66
|
152,0
|
0,8
|
АС-35
|
0,1
|
1,77
|
|
2' - 3'
|
2054,04
|
1,0
|
АС-120
|
0,44
|
2,21
|
|
3' - ТП67
|
132,0
|
0,6
|
АС-35
|
0,06
|
2,27
|
|
3' - 4'
|
1954,44
|
0,4
|
АС-120
|
0,33
|
2,6
|
|
4' - ТП68
|
1784,0
|
0,4
|
АС-35
|
0,6
|
3,2
|
|
4' - 5'
|
220,55
|
3,0
|
АС-120
|
0,2
|
3,4
|
|
5' - ТП72
|
50,0
|
1,0
|
АС-35
|
0,04
|
3,44
|
|
5' - 6'
|
184,05
|
3,4
|
АС-120
|
0,2
|
3,64
|
|
6' - ТП74
|
81,0
|
0,8
|
АС-35
|
0,05
|
3,69
|
|
6' - 7'
|
123,8
|
2,0
|
АС-120
|
0,1
|
3,79
|
|
7' - 8'
|
123,8
|
3,2
|
АС-120
|
0,17
|
3,96
|
|
8' - ТП75
|
79,0
|
0,5
|
АС-35
|
0,03
|
3,99
|
|
8' - ТП76
|
61,0
|
1,0
|
АС-35
|
0,05
|
4,04
|
Выбор марки и
сечения проводов ВЛ 10 кВ:
1. Расчёт эквивалентной
мощности на магистрали 
:
где 
-
расчетная электрическая нагрузка i-го
магистрального участка, кВ·А;
- длина i-го магистрального участка, км.
. Расчёт эквивалентного
тока на магистрали 
:
,
где U - номинальное напряжение
магистрали. U = 10 кВ.
. Расчёт эквивалентного
сечения провода на магистрали:
где 
-
экономическая плотность тока, 
Принимаем на магистрали
воздушную линию АС-120. Активное сопротивление 
, индуктивное
сопротивление 
.
. Расчёт эквивалентной
мощности на отпайках :
. Расчёт эквивалентного
тока на отпайках:
. Расчёт эквивалентного
сечения провода на отпайках:
.
Принимаем на отпайках
воздушную линию АС-35. Активное сопротивление , индуктивное
сопротивление .
. Расчёт падения напряжения
в вольтах и процентах определяется как:
.
4.
Электрический расчёт сети 0,38 кВ
.1
Выбор количества трасс и ВЛ - 0,38 кВ
В соответствии с
расположением ПС 10/0,4 кВ и питающихся от них потребителей принимаем, что от
ПС №1 отходят две ВЛ - 0,38 кВ, от ПС №2 - три ВЛ - 0,38 кВ, от ПС №3 - одна ВЛ
- 0,38 кВ, от ПС №4 - две ВЛ - 0,38 кВ. Трассы их намечаем таким образом, чтобы
ВЛ преимущественно проходили по двум сторонам улиц.
4.2
Выбор сечений проводов и расчёт потери
напряжения ВЛ - 0,38 кВ
.2.1
Расчёт линий ТП №1
ТП №3 снабжает
энергией потребителей №1, 3, 4, 9. Суммарные нагрузки определяем с помощью
коэффициентов одновременности и по надбавкам.
Выбор марки и
сечения проводов ВЛ 0,38 кВ №1.
1. Расчёт
эквивалентной мощности на магистрали :
где
- расчетная электрическая нагрузка i-го
магистрального участка, кВ·А;
- длина i-го магистрального участка, км.
. Расчёт
эквивалентного тока на магистрали :
,
где U - номинальное напряжение
магистрали. U = 0,38 кВ.
3. Расчёт
эквивалентного сечения провода на магистрали.
.
где 
-
экономическая плотность тока,
Принимаем воздушную
линию сечением А95. Активное сопротивление
, индуктивное
сопротивление 
.
. Расчёт
эквивалентной мощности на отпайках :
5. Расчёт эквивалентного сечения
провода на отпайках:
Принимаем воздушную
линию сечением А70. Активное сопротивление 
, индуктивное
сопротивление 
.
([3] табл. 7.28, стр. 421)
6. Расчёт падения напряжения в
вольтах и процентах определяется как:
Таблица 7
|
Участок
|
Sрасч, кВА
|
Длина участка, км
|
Провод
|
Потери U, %
|
|
|
|
|
на участке
|
от ТП
|
|
ПС1
|
60,2
|
0,07
|
4×А95
|
1,07
|
1,07
|
|
1 - 2
|
39,0
|
0,035
|
4×А95
|
0,34
|
1,41
|
|
2 - 3
|
34,5
|
0,07
|
4×А95
|
0,61
|
2,02
|
|
3 - 4
|
30,0
|
0,07
|
4×А95
|
0,53
|
2,55
|
|
4 - 5
|
25,5
|
0,07
|
4×А95
|
0,45
|
3,00
|
|
5 - 6
|
21,0
|
0,07
|
4×А95
|
0,37
|
3,37
|
|
6 - 7
|
16,5
|
0,07
|
4×А95
|
0,29
|
3,66
|
|
7 - №4
|
12,0
|
0,07
|
4×А70
|
0,27
|
3,93
|
|
1 - 8
|
33,0
|
0,045
|
4×А70
|
0,49
|
1,56
|
|
8 - 9
|
28,5
|
0,07
|
4×А70
|
0,66
|
2,22
|
|
9 - 10
|
24,0
|
0,07
|
4×А70
|
0,55
|
2,77
|
|
10 - 11
|
19,5
|
0,07
|
4×А70
|
0,45
|
3,22
|
|
11 - 12
|
15,0
|
0,07
|
4×А70
|
0,34
|
3,56
|
|
12 - 13
|
10,5
|
0,07
|
4×А70
|
0,24
|
3,80
|
|
13 - №3
|
7,50
|
0,07
|
4×А70
|
0,17
|
3,97
|
Выбор марки и сечения проводов ВЛ
0,38 кВ №2.
1. Расчёт
эквивалентной мощности на магистрали :
где
- расчетная электрическая нагрузка i-го
магистрального участка, кВ·А;
- длина i-го магистрального участка, км.
. Расчёт
эквивалентного тока на магистрали :
,
где U - номинальное напряжение
магистрали. U = 0,38 кВ.
3. Расчёт
эквивалентного сечения провода на магистрали:
где
-
экономическая плотность тока,
Принимаем воздушную
линию сечением А95. Активное сопротивление 
, индуктивное
сопротивление 
.
. Расчёт
эквивалентной мощности на отпайках :
5. Расчёт эквивалентного сечения
провода на отпайках:
6. Расчёт падения напряжения в
вольтах и процентах определяется как:
Все расчёты сводим в
таблицу №8.
Таблица 8
|
Участок
|
Sрасч, кВА
|
Длина участка, км
|
Провод
|
Потери U, %
|
|
|
|
|
на участке
|
от ТП
|
|
ПС - 1
|
77,53
|
0,045
|
4×А95
|
0,89
|
0,89
|
|
1 - 2
|
72,15
|
0,045
|
4×А95
|
0,83
|
1,72
|
|
2 - 3
|
57,15
|
0,035
|
4×А95
|
0,51
|
2,23
|
|
3 - 4
|
19,5
|
0,07
|
4×А95
|
0,34
|
2,57
|
|
4 - 5
|
15,0
|
0,07
|
4×А95
|
0,26
|
2,83
|
|
5 - 6
|
10,5
|
0,07
|
4×А95
|
0,18
|
3,01
|
|
6 - №3
|
7,5
|
0,07
|
4×А70
|
0,17
|
3,18
|
|
2 - 7
|
24,0
|
0,06
|
4×А70
|
0,47
|
2,19
|
|
7 - 8
|
19,5
|
0,07
|
4×А70
|
0,45
|
2,64
|
|
8 - 9
|
15,0
|
0,07
|
4×А70
|
0,34
|
2,98
|
|
9 - 10
|
10,5
|
0,07
|
4×А70
|
0,24
|
3,22
|
|
10 - №3
|
7,5
|
0,07
|
4×А70
|
0,17
|
3,39
|
|
1 - 11
|
8,968
|
0,14
|
4×А70
|
0,41
|
1,3
|
|
11 - 12
|
7,552
|
0,07
|
4×А70
|
0,17
|
1,47
|
|
12 - 13
|
6,136
|
0,07
|
4×А70
|
0,14
|
1,61
|
|
13 - 14
|
4,72
|
0,07
|
4×А70
|
0,01
|
1,62
|
|
14 - 15
|
3,304
|
0,07
|
4×А70
|
0,07
|
1,69
|
|
15 - №1
|
2,36
|
0,07
|
4×А70
|
0,05
|
1,74
|
Расчётные мощности отходящих ВЛ
складываем с помощью таблицы суммирования нагрузок.
Расчётные мощности двух
ВЛ, отходящих от ПС №1, соответственно равны 60,2 кВ·А и 77,53 кВ·А. 
По таблице экономических
интервалов для трансформаторов ПС 10/0,4 кВ выбираем 
.
Расчёт остальных ПС
проводится аналогично.
От ПС №2 отходят 3
воздушные линии:
на магистрали ВЛ №1
принимаем провод А95; на отпайках - провод А50;
на магистрали ВЛ №2 -
провод А50; на отпайках - А35;
на магистрали ВЛ №3
выбираем кабель с алюминиевыми жилами с бумажной, пропитанной маслоканифольной
и нестекающими массами изоляцией в свинцовой оболочке - 4×35
мм2.
.
От ПС №3 отходит одна
ВЛ, т. к. 
сравнительно
большой, то выбираем кабель.
.
От ПС №4 отходят две
воздушные линии:
принимаем, что ВЛ №1
выполнена проводом А50;
для ВЛ №2 выбираем
кабельную линию.
.
4.3
Определение потерь мощности и энергии в сети 0,38 кВ
Потери мощности и
энергии в сети 0,38 кВ в ВЛ и КЛ 0,38 кВ и ТП 10/0,4 кВ - важные
технико-экономические показатели этой сети, оказывающие заметное влияние на величину
приведенных затрат на сеть.
4.3.1
Определение потерь мощности и энергии в ВЛ - 0,38 кВ
Возможен
непосредственный прямой расчёт потерь мощности в ВЛ по величинам активного
сопротивления каждого участка и тока участка
Для разветвлённых линий
подобный расчёт довольно трудоёмок и его упрощают с помощью коэффициента связи
между ∆U% и ∆Р% - коэффициента КН/М. Для одного участка
сети с активным сопротивлением R
Ом/км и индуктивным Х Ом/км сопротивлениями проводов
Установлено что для
разветвлённых сетей следует ввести поправочный коэффициент КРАЗ =
0,75 - 0,9:
В зависимости от сечения
проводов и значения tgφ значения Кн/м
могут колебаться. Например, для сечений проводов А-50…А-120 при коэффициентах
мощности cosφ = 0.8…0,98
КН/М =
0,95…0,71. В дальнейших расчётах принято, что 
Потери мощности в кВт
находят по формуле:
где 
-
соответственно расчетная мощность и коэффициент мощности головного участка,
значения которых берутся из таблиц №5, 6.
Потери энергии ∆W, кВт·ч, в каждой линии определяются по формуле:
где 
-
время максимальных потерь.
Используя данные о 
,
приведенные в табл. 3.8 (2, с. 40). Тогда для определения можно
составить следующую вспомогательную таблицу №8.
Таблица 9. Рекомендуемые
значения 
и
для
годовых графиков нагрузки
|
Ргол, кВт
|
Тmax,
ч/год при нагрузке
|
T, ч/год при нагрузке
|
|
коммунно-бытовой
|
произво
|
смешанной
|
коммун-быт.
|
производствен.
|
смешанной
|
|
20 - 50
|
1600
|
2000
|
2200
|
500
|
700
|
800
|
|
50 - 10
|
2000
|
2500
|
2800
|
700
|
1000
|
1200
|
Для ВЛ №1:
Значения потерь
мощности (%) определяются как:
Значение ∆U% взято из табл. №6
Из табл. №6 
Тогда потери мощности
(кВт) равны:
Из табл. №8: 
Потери энергии
определяются как:
Из табл. №8: 
Тогда значение годового
потребления энергии составит:
Для ВЛ №2:
Значение потерь мощности
(%) определяются как:
Значение ∆U% взято из табл. №7
Из табл. №7 
Тогда потери мощности
(кВт) равны:
Из табл. №8:
Потери энергии
определяются как:
Из табл. №8
Тогда значение годового
потребления энергии составит:
Все расчёты сводятся в
таблицу №10.
Таблица 10. Годовое
потребление энергии, потери мощности и энергии в ВЛ 0,38 кВ
|
№ПС
|
№ линии
|
∆U, %
|
∆P, %
|
Sгол, кВА
|
∆P, кВт
|
t, ч/год
|
∆W, кВт·ч
|
Тmax,
ч/год
|
W, тыс. кВт·ч
|
|
1
|
1
|
3,97
|
2,75
|
60,2
|
1,58
|
700
|
1106
|
2000
|
125
|
|
2
|
3,39
|
2,37
|
77,53
|
1,76
|
700
|
1232
|
2000
|
161
|
|
Итого:
|
3,34
|
|
2338
|
|
286
|
Аналогично
производится расчет для других ПС.
ПС №2 потери
энергии составляют: ∆W=540 кВт·ч;
ПС №3 ∆W=1500
кВт·ч;
ПС №4 ∆W=1500
кВт·ч;
4.3.2
Определение потерь энергии в ТП 10/0,38 кВ
Годовые потери энергии в
трансформаторе с номинальной мощностью 
определяется по
формуле:
,
где 
,
-
соответственно потери ХХ и КЗ в трансформаторе при номинальной нагрузке и
номинальном напряжении
Тогда для
трансформаторов составим таблицу №11.
Таблица 11. Потеря
энергии в трансформаторе ПС 10/0,4 кВ
|
№ПС
|
Sном, кВА
|
Smax,
кВА
|
∆Pх, кВт
|
∆Pк, кВт
|
Тmax,
ч/год
|
t, ч/год
|
∆W, кВт·ч/год
|
|
1
|
160
|
121,69
|
0,51
|
2,65
|
2000
|
920
|
5877,8
|
|
2
|
160
|
136,67
|
0,51
|
2,65
|
2000
|
920
|
6246,5
|
|
3
|
2500
|
1750
|
6,80
|
25,0
|
2300
|
1100
|
73043,0
|
|
4
|
630
|
469,2
|
1,30
|
7,60
|
2200
|
1040
|
15772,11
|
Заключение
Согласно
выполненным расчетам, максимальная расчетная нагрузка потребителей данного
населенного пункта составляет 1783,7 кВ·А. Поэтому, чтобы осуществить
электроснабжение населенного пункта предполагается установить 4 ТП 10/0,4 кВ
мощностью 2×160
кВА, 630 кВА и 2,5 МВА соответственно.
Список
литературы
нагрузка подстанция
напряжение электроснабжение
1. М.С. Левин, Т.Б. Лещинская,
С.И. Белов.
2. Электроснабжение населённого
пункта. Методические рекомендации ко курсовому и дипломному проектированию. М.:
МГАУ им. В.П. Горячкина, 1999.
. Будзко И.А., Зуль Н.М.
. Электроснабжение сельского
хозяйства. - М.: Агропромиздат, 1990.
. Неклепаев Б.Н., Крючков
И.П.
. Электрическая часть
электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного
проектирования: Учеб. пособие для ВУЗов. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.:
Энергоатомиздат, 1989.