Электроснабжение садоводства - Коммуникации и связь - Скачать бесплатно
1 Общие положения
1.1Введение
Садоводство “Лес” Тихвинского района состоит из 212 жилых домов с
плитами на газе и твёрдом топливе. Электроснабжение посёлка необходимо осуществить
от воздушной линии 10 кВт которая проходит юго-западнее садоводства и имеет
протяжённость 30 км. На сущесвующей ВЛ 10 кВ имеется отпайка от которой нам и
следует запитать проектируемую КТП 10/0,4 кВ. На основании задания выданного
проектно-конструкторским бюро АО Ленэнерго следует составить проект на следующие
работы:
строительство ВЛ 0,4 кВ;
строительство КТП 10/0,4 кВт;
проверка построенных линий 0,4 кВт по потерям напряжения, мощности и энергии;
необходимо произвести технико-экономическое сравнение вариантов предлагаемых ПКБ
АО Ленэнерго.
Первый вариант предусматривает электроснабжение садоводства “Лес” от
двух отдельностоящих ТП (одна в северной части садоводства, другая в южной).
Второй вариант предусматривает электроснабжение от одной ТП смещённой западнее от
центра садоводства.
1.2 Исходные данные
Для выполнения дипломного проекта на тему электроснабжение садоводства
“Лес” используются исходные данные предоставленные ПКБ АО
Ленэнерго:
Генеральный план садоводства “Лес” с указанием границы
территории, электроснабжение которой требуется спроектировать и точкой подключения
к проектируемой отпайки существующей ВЛ 10 кВ.
Категория по надёжности всех потребителей садоводства 3.
Электрические нагрузки потребителей садоводства принять в соответствии с
“Методическими указаниями по расчету электрических нагрузок в сетях 0,38
– 110 кВ сельскохозяйственного назначения”. При этом удельная
расчетная нагрузка на вводе для жилого дома составляет 2,6 кВт.
Климатические условия включают в себя скоростной напор
ветра 50
дан/м2 и толщиной стенки гололёда для ВЛ 10 кВ – 10 мм для ВЛ 0,38 кВ
– 5 мм.
Грунт суглинок.
Система распределения электрической энергии трёхфазная 4 – х
проводная
Данные районной трансформаторной подстанции:
высшее напряжение 110 кВ;
низшее напряжение 10,5 кВ;
установленная мощность трансформаторов типа ТДН 2´10000 кВ×А
трансформаторы работают отдельно;
мощность короткого замыкания на шинах районной подстанции 100 МВ×А;
уставка МТЗ по току на фидере питающем КТП 400 А;
общая длина ВЛ 10 кВ от подстанции 110/10 кВ электрически связанных между собой
от одной секции составляет 30 км.
1.3 Выбор схемы распределительной сети 0,38 кВ
Поскольку все потребители садоводства относятся к третьей категории по
надежности, то для уменьшения расхода материалов целесообразно применять
разомкнутые радиальные сети напряжением 0,38 кВ.
Предварительно следует выбрать число и месторасположение трансформаторных пунктов
(по каждому варианту отдельно), а потом с учетом расположения потребителей выбрать
количество и трассы отходящих линий.
Трассы воздушных линий (ВЛ) 0,38 кВ предпочтительнее прокладывать вдоль
существующих в садоводстве дорог и улиц. Такая прокладка трассы снижает затраты на
строительство ВЛ, так как позволяет использовать при строительстве передвижные
установки (автокран, автовышку и т. п.), не занимая сельскохозяйственных угодий
(огороды, сады, пашни, леса), обеспечивают удобный ввод в здания к потребителю и
создает условия для организации уличного освещения без особых дополнительных
затрат.
1.4 Выбор месторасположения
трансформаторных
подстанций 10/0,4 кВ
В сельских условиях плотность электрических нагрузок является весьма
низкой, что при увеличении мощности трансформаторных пунктов ведет к утяжелению
сети 0,38 кВ. Однако увеличение числа трансформаторных пунктов при уменьшении их
средней мощности и радиусе обслуживания должно быть обосновано, так как стоимость
трансформаторного пункта снижается незначительно при уменьшении мощности
установленного трансформатора. В этом случая растут так же и затраты на ВЛ 10 кВ.
Для уменьшения потерь напряжения, потерь мощности и потерь электроэнергии
трансформаторные подстанции должны располагаться как можно ближе к так называемому
центру электрических нагрузок (ЦЭН).
Координаты ЦЭН в общем случае определяются следующим образом
X цэн = , (1)
Yцэн = ,
(2)
где Хi, Yi - координата i - ой нагрузки относительно произвольно выбранной
точки прямоугольной системы координат, м;Рi - мощность i - го потребителя, кВт;n -
общее количество потребителей.
При невозможности из - за местных условий установить трансформаторную подстанцию
(ТП) точно в центре электрических нагрузок, определяют совместно с местной
администрацией ведающей отводом земли близлежащих территорий, площадку для
установки ТП с учетом удобства прокладки линий 0,38 кВ (вблизи трасс ВЛ 0,38
кВ).
При равномерном распределении нагрузки (к тому же все потребители однородны) ЦЭН
примерно совпадает с центром садоводства (так как садоводство имеет прямоугольную
форму).
1.5 Выбор трассы распределительной сети 0,38 кВ
Для выбора количества линий отходящих от ТП руководствуемся следующими
соображениями:
- потребители расположенные «цепочкой», следует подключать к одной
линии;
- нагрузку между линиями следует стараться распределить по возможности
равномерно;
- линии 0,38 кВ не должны быть «тяжелыми» (восстановление обрывов и
перетяжка проводов проводиться бригадой из одного монтера и одного водителя), т.
е. Рекомендуется иметь сечение не более 95 мм при выполнении сети алюминиевым
проводом.
Проложив, трассы магистральных линий с ответвлениями, намечаем точки установки
опор с шагом 25 - 30 м (в зависимости от удобства проведения вводов к
потребителям, наличие перекрестков и т. п.), выбираем типы опор (анкерные,
угловые, переходные, промежуточные, ответвительные), нумеруем их и наносим на
генеральный план.
Для первого варианта от КТП 1 предлагается проложить четыре линии.
Первая линия (Л 1) от КТП 1 на северо-восток до опоры 15 с ответвлениями от 8
опоры до 24.
Вторая линия (Л 2) от КТП 1 на северо-восток до опоры 51 с ответвлениями от опоры
28 до 34.
Третья линия (Л 3) от КТП 1 на юго-восток до опоры 67 с ответвлением от опоры 60
до 76.
Четвертая линия (Л 4) от КТП 1 на юго-восток до опоры 93 с ответвлением от опоры
79 до 85.
Первую линию (Л 1) от южной подстанции КТП 2 предлагается проложить
до опоры 109 с ответвлением от опоры 102 до опоры 118.Вторая линия (Л 2) пойдет на
северо-восток от КТП 2 до опоры 138 без ответвлений. Третья линия (Л 3) пойдет на
юго-восток от КТП 2 до опоры 154 с ответвлением от опоры 147 до 163.
Четвертая линия (Л 4) будет проходить от КТП 2 на юго-восток до опоры 189 с
ответвлением от опоры 166 до опоры 172.
Для второго варианта от КТП 1 предлагается проложить четыре линии (смотри схему
на генплане) линии электропередачи 0,38 кВ. Линии Л 1 и Л 2 предлагается проложить
до опоры 8 рядом по той же стороне дороги, что и КТП 1. От опоры 8 первая линия (Л
1) уходит на север до опоры 123 с ответвлениями от опоры 108 до опоры 101, от
опоры 108 до опоры 115, от опоры 123 до опоры 116, от опоры 123 до опоры 130.
Линию Л 2 прокладываем от опоры 8 до опоры 39 на юг с ответвлениями от опоры 8 до
опоры 15, от опоры 23 до опоры 17, от опоры 23 до опоры 30, от опоры 39 до опоры
33, от опоры 39 до опоры 46.
Линию Л3 прокладываем от КТП 1 на северо-восток до опоры 185 с ответвлениями от
опоры 137 до опоры 155 и от опоры 154 до опоры 168.
Линию Л 4 прокладываем от КТП 1 на юго-восток до опоры 100 с ответвлениями от
опоры 53 до опоры 67 и от опоры 69 до опоры 83.
2 Электротехнический расчет сетей 0,38 кВ и выбор
оборудования
2.1Определение месторасположения трансформаторной
подстанции для первого варианта, электроснабжения
садоводства, по которому предусматривается от двух
ТП
Предварительно разбиваем территорию садоводства на две примерно равные части:
южную и северную и для каждой части садоводства выбираем свою систему координат.
Для южной части садоводства, выбрав за начало координат точку, которая находится в
юго-западной части садоводства и, направив ось ординат с запада на восток, а ось
абсцисс с юга на север определяем составляющие формулы 1 и 2.
Пример приводиться для южной части садоводства, примем участок №
1, i = 1, Pi = 2,6 кВт, с координатами =
15, = 20, n = 106;
X цэн
ю
Y цэн
ю
Координаты центра электрических нагрузок для южной части
садоводства: Х цэн ю = 227,9 м;Y цэн ю = 172,6
м
Координаты центра электрических нагрузок для северной части
садоводства: Х цэн с = 224,5 м;Y цэн с = 170 м
В южной части удобная площадка для расположения ТП находится на 230 метров
западнее, чем ЦЭН южной части садоводства на ней устанавливаем КТП
2.
В северной части удобная площадка для расположения ТП находится также на 230
метров западнее, чем ЦЭН, на этой площадке устанавливаем КТП1.
2.2 Основные положения по расчету электрических
нагрузок сетей сельскохозяйственного назначения
Электрические нагрузки при составление проектов вновь сооружаемых и
реконструированных электрических сетей напряжением 0,38 – 110 кВ
сельскохозяйственного назначения, а также при разработке схем перспективного
развития таких сетей следует определять в соответствии с «Методическими
указаниями по расчету электрических нагрузок в сетях 0,38 – 110 кВ
сельскохозяйственного назначения» [1].
В основу метода определения нагрузок при расчете электрических сетей
сельскохозяйственного назначения положено суммирование расчетных нагрузок,
предложенных в вероятной форме, но вводах потребителей или на шинах
трансформаторных подстанций. Расчетные нагрузки жилых домов в сетях 0,38 кВ
определяются с учетом достигнутого уровня электропотребления на внутриквартирные
нужды, а производственных, общественных и коммунальных потребителей по нормам.
Расчетной нагрузкой считается наибольшее из средних значений полной мощности за
промежуток 30 минут, которые могут возникнуть на вводе к потребителю или в
питающей сети в расчетном году с вероятностью не ниже
0,95.
Различаются дневные и вечерние, расчетные активные (реактивные) нагрузки.
За расчетную нагрузку для выбора сечений провода или мощности трансформаторных
подстанций принимается наибольшая из величин дневных или вечерних расчетных
нагрузок полученных на данном участке линии или подстанции.
Потери или отклонения напряжения в сетях рассчитываются отдельно для режима
дневных и вечерних нагрузок.
Жилым сельским домом при расчете нагрузок считается одноквартирный дом или
квартира в многоквартирном доме имеющие отдельный счетчик электроэнергии.
Коэффициент одновременности представляет собой переменную величину, зависящую от
количества однородных потребителей.
Фрагменты таблиц 4.1 и 4.2 из [1] для определения коэффициентов одновременности
при суммировании электрических нагрузок в сетях 0,38 кВ и 6 – 10 кВ
приведены соответственно в таблице 1 и в таблице 2.
Таблица 1 - Коэффициент одновременности для сетей 0,38 кВ
Количество потребителей 02 33 55
7 77
7
10
15
20
0 550
100
200
Коэффициенты одновременности для жилых домов с удельной нагрузкой свыше 2
кВт/дом 0
0.75
0.64
0.53
0.47
0.42
0.37
0.34
0.27
0.24
0.20
Таблица 2 - Коэффициенты одновременности для
суммирования электрических нагрузок сетей 6 – 10 кВ
Количество ТП
22 33 55 110 220 225 и более
Коэффициент
одновременности 00,9 00,85 00,8 00,75 00,7 00,65
Расчет электрических нагрузок сетей 0,38 кВ производится исходя из расчетных
нагрузок на вводах потребителей и соответствующих коэффициентов
одновременности отдельно для дневного и вечернего максимумов по формулам:
Pд = K o
,
(3)
Pв= K o
,
(4)
где Pд , Pв - расчетная дневная, вечерняя нагрузки на участке
линии или шинах трансформаторной подстанции, кВт;
K o - коэффициент одновременности;
Pдi , Pвi - дневная и вечерняя нагрузки на вводе
i-ого потребителя или i-ого элемента сети, кВт.
Допускается определение расчетных нагрузок по одному режиму- дневному, если
суммируются производственные потребители, или вечернему, если суммируются бытовые
потребители. Коэффициент вечернего максимума для бытовых потребителей в этом
случае принимается равный единице. В качестве расчетного максимума следует брать
наибольшее значение из дневной или вечерней нагрузки. При смешанной нагрузке
отдельно определяются нагрузки на участках сети с жилыми домами, с
производственными и коммунальными предприятиями.
Если нагрузка потребителей 0.38 кВ различных типов отличаются по величине более,
чем в 4 раза, суммирование их рекомендуется производить по таблице 4.7 из [1],
фрагмент которой приведен в таблице 3.
Таблица 3-Добавки для суммирования потребителей
различных типов нагрузки
P*, кВт
3,0
3,5
4,0
4,5
5,0
9,5
10,0
DP**, кВт
1,8
2,1
2,4
2,7
3,0
5,7
6,0
P* - наименьшая из слагаемых нагрузок, кВт;
DP** - добавка к большей слагаемой нагрузке, кВт.
Нагрузки уличного освещения в сельских населённых пунктах
определяются по нормам, приведенным в [1]. Удельная мощность нагрузок уличного
освещения садоводства “Лес”, составляет 4,5 – 6,5 Вт/м при
ширине проезжей части 6 м. При использовании
светильников РКУ – 250.
Суммарная нагрузка уличного освещения определяется по формуле
,
(5)
где - удельная мощность нагрузок
уличного освещения, кВт;
- длина освещаемой от i - ой подстанции части дороги, км.
При использовании ламп типа ДРЛ - 250 расстояние между соседними светильниками
должно составлять примерно 50 - 60м.
В проекте определение электрических нагрузок 0,38 кВ производится для
следующих случаев:
-при выборе мощности трансформаторов;
-при выборе сечений проводов магистралей и ответвлений от магистралей к группам
потребителей;
-при проверке выбранных сечений проводов по потере напряжения, мощности и
электрической энергии.
2.3 Выбор мощности трансформаторов
При выборе номинальных мощностей трансформаторов исходим из
следующего условия
Sном.тп ³ 1,2 ×
Sтп.р
(6)
где Sном.тп – полная стандартная номинальная мощность трансформаторной
подстанции, кВ×А;
Sтп.р – полная расчётная мощность трансформатора, кВ×А.
Активная расчетная мощность трансформаторной подстанции определяется (для каждого
варианта отдельно) по следующей формуле
Pтп.р = Pд.р +
åDPл
(7)
где Pд.р – расчётная нагрузка всех домов подключённых к данной ТП,
кВт;
DPл – сумма всех потерь в линиях отходящих от данной ТП, кВт.
Полная расчётная мощность трансформатора (для каждого варианта отдельно)
определяется по следующей формуле
Sтп.р =
,
(8)
где Cos j - коэффициент реактивной мощности принятый равным 0,9.
2.3.1 Выбор трансформаторной подстанции для первого
варианта
Приведём пример для выбора трансформаторной подстанции КТП 1
по первому варианту в северной части садоводства. Определяем активную расчётную
мощность трансформаторной подстанции (для электроснабжения 106 жилых домов)по
формуле (7)
Pтп.р = 41,895 + 3,016 = 44,91 кВт.
Определяем полную расчётную мощность трансформаторной подстанции по формуле
(8)
Sтп.р = = 49,9 кВ×А
По условию (6) выбираем мачтовую трансформаторную подстанцию
(МТП) 63/10/0,4.
Мачтовая трансформаторная подстанция представляет собой однотрансформаторную
подстанцию наружной установки и служит для приёма электрической энергии
трёхфазного переменного тока частотой 50 Гц, напряжением 6 или 10 кВ,
преобразования в электроэнергию 0,4 кВ и электроснабжения сельскохозяйственных
потребителей, отдельных населённых пунктов, небольших промышленных объектов и
других потребителей в районах с умеренным климатом (от –45о С до 40о С).
МТП подключается к линии электропередач посредством разъеденителя, который
устанавливается на ближайшей опоре.Для южной части садоводства выбираем
трансформаторную подстанцию исходя из условия (6). Активная расчётная мощность ТП
(для электроснабжения 106 жилых домов)определяется по формуле (7)
Pтп.р = 42,65 + 3,453 = 46,103 кВт.
Полная расчётная мощность ТП определяется по формуле (8)
Sтп.р = = 51,2 кВ×А
По условию (6) выбираем трансформаторную подстанцию.
В южной части садоводства устанавливается трансформатор следующей марки МТП
63/10/0,4
2.3.2 Выбор трансформаторной подстанции для второго
варианта
Для второго варианта по которому предусматривается электроснабжение садоводства
от одной ТП. Мощность трансформаторной подстанции выбирается из условия (6).
Активная расчётная мощность ТП (для электроснабжения 212 жилых домов)
определяется по формуле (7)
Pтп.р = 80,18 + 9,857 = 90,037 кВт
Определяем полную расчётную мощность ТП по формуле (8)
Sтп.р = = 100,04 кВ×А
Исходя из условия (6) выбираем трансформаторную
подстанцию
КТП – 90 160/10/0,4.
Комплектные трансформаторные подстанции(КТП) представляют собой
однотрансформаторные подстанции тупикового типа наружной установки служат для
приёма электрической энергии трёхфазного переменного тока частотой 50 Гц,
напряжением 6 или 10 кВ, преобразования в электроэнергию 0,4 кВ и снабжения ею
потребителей в районах с умеренным
климатом
(от –40о С до 40о С).
2.4 Выбор сечения проводов ВЛ 0,38 кВ
В соответствии с нормами технологического проектирования электрических сетей
сельскохозяйственного назначения провода и кабели линии электропередачи 0,38 кВ
должны быть проверены:
-на допустимые отклонения напряжения у потребителей
-допустимые длительные токовые нагрузки в нормальном и пост аварийном режимах;
-обеспечение надёжности срабатывания защиты предохранителей или автоматических
выключателей при однофазных и коротких междуфазных замыканиях. Минимальные
допустимые сечения алюминиевых проводов на ВЛ 0,38 кВ по условиям механической
прочности должны быть: в районах с нормативной толщиной стенки гололёда 5мм, 25мм2
.
Сечение проводов вдоль магистрали ВЛ должно быть постоянным. На ВЛ отходящих
от одной трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ
, следует предусматривать не более двух-трех сечений проводов.
При отсутствии исходных данных для расчета отклонения напряжения у
электроприёмников, потери напряжения в элементах сети 0,38 кВ рекомендуется
принимать в линиях, питающих преимущественно коммунально-бытовые потребители - 8 %
от номинала.
Для головного участка каждой линии по каждому варианту определяется расчетная
нагрузка (Ppi) в зависимости от числа снабжаемых через эту линию жилых домов (и
соответствующего коэффициента одновременности), а так же от наличия нагрузки
других потребителей.
Далее определяется максимальная величина тока в фазе в нормальном режиме
Iр.ф
,
(9)
По таблицам приведенным в «Правилах устройства электроустановок»
(ПУЭ) производим предварительный выбор сечения неизолированного алюминиевого
провода (по условию нагрева Iдл.доп ³ Iр.ф , где Iдл.доп - длительно
допустимая токовая нагрузка на провод выбранного сечения).
Сечение нулевого провода рекомендовано применять равным сечению фазного. Уличное
освещение должно включатся автоматически следовательно, вдоль каждой линии будем
прокладывать еще один провод уличного освещения 25мм2.
Предварительно выбранное сечение следует проверить на допустимую потерю
напряжения. Для проверки используем метод моментов нагрузки, по которому величина
потерь напряжения может быть определена по следующей формуле
,
(10)
где Ki - коэффициент удельных потерь напряжения, зависящий от типа исполнения
линии марки и сечения провода на участке, коэффициента мощности нагрузки и
количества проводов на ВЛ, %/кВт´км.
Момент нагрузки на участке ЛЭП определяется по формуле
,
(11)
где li - длина рассматриваемого участка, км.
Участком целесообразно считать часть линии одного сечения с постоянной нагрузкой
по длине (один или несколько пролетов без ответвлений).
Далее в таблице 4 приведен фрагмент таблицы из [ ] по определению
величины Кi в четырех - проводных сетях 0,38 кВ при равенстве сечений нулевого и
фазных проводов. Потеря напряжения в точке «К» определяется как
алгебраическая сумма потерь напряжения на участках образующих цепь питания точки
«К».
Величина расчетных потерь напряжения в конце каждой линии сравнивается с
допустимой величиной. При необходимости следует переходить на большее сечение
провода и повторить расчет.
Таблица 4 - Удельные потери напряжения для ВЛ 0,38 кВ
Марка
Провода
Cos
А-25
А-35
А-50
А-70
А-95
А-120
0,9 0,92 0,715 0,525 0,4 0,32 0,28
0,92 0,9 0,7 0,505 0,39 0,3 0,27
0,95 0,88 0,685 0,485 0,375 0,27 0,24
2.4.1 Пример выбора сечения провода ВЛ 0,38 кВ
Приведем пример выбора сечения провода воздушной линии 0,38 кВ.
Произведем выбор сечения провода линии 1 по первому варианту. Нагрузкой для
этой линии являются 32 участка (уличное освещение запитывается отдельным
проводом). Тогда расчетная нагрузка для этой линии определяется по формуле
,
(12)
где n - количество домов, шт. и она равна;
Руд – удельная расчетная нагрузка жилых домов определяется по таблице 2.1.1
из [9] , кВт/квартиру.
Ррл1 = 0,55 × 32 = 17,6 кВт
Расчетный ток в фазе определяется по формуле 9
=29,9А
(13)
Для минимально допустимого по механической прочности
провода А-50 допустимый ток
составляет 215 А.
Условие 226А > 29,9 А соблюдается, следовательно, по нагреву
провод А-50 подходит и может быть предварительно выбран для
линии 1, для остальных линий сечение провода выбирается аналогично, результаты
выбранного сечения провода приведены в таблицах 5 и 6.
2.4.2 Пример определения потерь напряжения на одном
участке
Приведем пример определения потерь
напряжения на одном участке. Для первого варианта.
Определим величину потерь напряжения для участка линии 2 от КТП 1 до опоры
№28.Длина участка линии от КТП 1 до опоры 28 составляет 0,09км
Момент нагрузки определяется по формуле 11
М КТП 1-28 = 13,65 × 0,09 = 1,22 кВт × км
Удельное значение падения напряжения ( ) составляет 0,505 %/кВт × км.
Падение напряжения на участке линии определяется по формуле 12
0,505 × 1,22 = 0,62 %
Аналогично производятся расчеты всех линий по каждому варианту. Результаты
расчётов по первому и второму вариантам сведены в таблицу 5 и в таблицу 6.
Таблица 5 - Потери напряжения в сетях 0.38 кВ по первому
варианту
Номер расчетн. Участка
Падение напряжения
Тип потр. Расч.
Max
Ppi (кВт) Расч. длина уч-ка li (км) Парам.
Провода Момент
Нагрузк. Mi=Ppi • li (кВт • км)
Удельн. Значен.
% /КВт • км
На расчетн. Участке,%
От Источ. Пит.
, %
КТП 1 ЛИНИЯ 1
КТП 1-2 32
уч. 17,6 0,03 0,53 0,505 0,27 0,27
Продолжение таблицы 5
2-3 30 16,86 0,03 0,51 0,505 0,36 0,49
3-5 28 16,1 0,06 0,97 0,505 0,49 0,98
5-7 24 14,4 0,06 0,86 0,505 0,43 1,41
17-8 22 13,86 0,025 0,35 0,505 0,17 1,58
8-9 10 10,3 0,03 0,31 0,505 0,16 1,74
9-10 9 9,9 0,03 0,29 0,505 0,15 1,89
10-12 8 9,84 0,06 0,59 0,505 0,3 2,19
12-14 4 8,92 0,06 0,54 0,505 0,27 2,46
14-15 2 5,2 0,03 4А50+ 0,16 0,505 0,08 2,54
8-18 12 10,8 0,09 А25 0,97 0,505 0,49 2,07
18-19 10 10,3 0,03 0,31 0,505 0,16 2,23
19-21 8 9,84 0,06 0,59 0,505 0,3 2,53
21-23 4 8,92 0,06 0,54 0,505 0,27 2,8
23-24 2 5,2 0,03 0,16 0,505 0,8 2,88
ЛИНИЯ 2
КТП
1-28 21 13,65 0,09 1,22 0,505 0,62 0,62
28-29 10 10,3 0,03 0,31 0,505 0,16 0,78
29-31 8 9,84 0,06 0,59 0,505 0,29 1,07
31-33 4 8,92 0,06 0,54 0,505 0,27 1,34
33-34 2 5,2 0,03 0,16 0,505 0,08 1,42
28-38 11 10,67 0,105 1,12 0,505 0,57 1,19
38-40 10 10,3 0,06 0,62 0505 0,31 1,5
40-42 8 9,84 0,06 4А50+ 0,59 0,505 0,29 1,49
42-43 7 9,59 0,03 +А25 0,29 0,505 0,15 1,94
43-45 6 9 0,06 0,54 0,505 0,27 2,22
45-47 5 9,35 0,06 0,56 0,505 0,28 2,5
47-49 3 7,8 0,06 0,47 0,505 0,24 2,74
49-51 2 5,2 0,06 0,31 0,505 0,16 2,9
ЛИНИЯ 3
КТП
1-53 32 17,6 0,03 0,44 0,505 0,22 0,22
53-55 30 16,86 0,025 1,01 0,505 0,51 0,73
Продолжение таблицы 5
Падение напряжения
Номер расчетн. Участка Тип потр. Расч.
Max
Ppi (кВт) Расч. Длина уч-ка li (км) Парам.
Провода Момент
Нагруз. Mi=Ppi • li (кВт • км)
Удельн значени
% /КВт • км
На расчетн. Участке,%
От Источ. Пит.
, %
55-58 26 15,26 0,06 1,14 0,505 0,57 1,3
58-60 22 13,86 0,075 0,6 0,505 0,35 1,65
60-61 10 10,3 0,05 0,31 0,505 0,16 1,81
61-62 9 9,9 0,03 0,29 0,505 0,15 1,96
62-64 8 9,84 0,03 4А50+ 0,59 0,505 0,3 2,26
64-66 4 8,92 0,06 +А25 0,54 0,505 0,27 2,53
66-67 2 5,2 0,03 0,16 0,505 0,08 2,61
60-70 12 10,8 0,09 0,97 0,505 0,49 2,14
70-71 10 10,3 0,03 0,31 0,505 0,15 2,29
71-73 8 9,84 0,06 0,59 0,505 0,3 2,59
73-75 4 8,92 0,06 0,54 0,505 0,27 2,86
75-76 2 5,2 0,03 0,16 0,505 0,8 2,94
ЛИНИЯ 4
КТП
1-79 20 13,4 0,09 1,21 0,505 0,61 0,61
79-80 10 10,3 0,03 0,31 0,505 0,16 0,77
80-82 8 9,84 0,06 0,59 0,505 0,3 1,07
82-84 4 8,92 0,06 0,54 0,505 0,27 1,34
84-85 2 5,2 0,03 0,16 0,505 0,08 1,42
79-88 10 10,3 0,09 4А50+ 0,93 0,505 0,47 1,08
88-90 8 9,84 0,06 +А25 0,59 0,505 0,3 1,38
90-92 4 8,92 0,06 0,54 0,505 0,27 1,65
92-93 2 5,2 0,03 0,16 0,505 0,08 1,73
КТП 2 ЛИНИЯ 1
КТП
2-95 34 18,36 0,055 1,01 0,505 0,51 0,51
95-97 32 17,6 0,055 0,97 0,505 0,49 1
97-100 28 16,1 0,075 1,21 0,505 0,61 1,61
100-101 26 15,26 0,03 0,46 0,505 0,23 1,84
Продолжение таблицы 5
Падение напряжения
Номер расчетн. Участка Тип потр. Расч.
Max
Ppi (кВт) Расч. длина уч-ка li (км) Парам.
Провода Момент
Нагруз. Mi=Ppi • li (кВт • км)
Удельн. Значен,
% /КВт • км
На расчетн. Участке,%
От Источ. Пит.
, %
101-102 24 14,4 0,025 0,36 0,505 0,18 2,02
102-103 12 10,8 0,03 0,32 0,505 0,16 2,18
103-104 10 10,3 0,03 0,31 0,505 0,15 2,33
104-106 8 9,84 0,06 4А50+ 0,59 0,505 0,3 2,63
106-108 4 8,92 0,06 +А25 0,54 0,505 0,27 2,9
108-109 2 5,2 0,03 0,16 0,505 0,8 2,98
102-112 12 10,8 0,09 0,97 0,505 0,49 2,51
112-113 10 10,3 0,03 0,31 0,505 0,15 2,66
113-115 8 9,84 0,06 0,59 0,505 0,3 2,96
115-117 4 8,92 0,06 0,54 0,505 0,27 3,23
117-118 2 5,2 0,03 0,16 0,505 0,08 3,31
КТП 2 ЛИНИЯ
2
КТП2-123 22 13,86 0,14 1,94 0,505 0,98 0,98
123-126 18 12,6 0,085 4А50+ 1,07 0,505 0,54 1,52
126-128 16 11,7 0,03 +А25 0,35 0,505 0,18 1,7
128-132 12 10,8 0,105 1,13 0,505 0,57 2,27
128-132 12 10,8 0,105 1,13 0,505 0,57 2,27
132-133 10 10,3 0,03 0,31 0,505 0,015 2,42
133-135 8 9,84 0,06 0,59 0,505 0,27 2,69
135-137 4 8,92 0,06 0,54 0,505 0,3 2,99
137-138 2 5,2 0,03 0,16 0,505 0,08 3,07
КТП 2 ЛИНИЯ 3
КТП2-140 32 17,6 0,055 0,97 0,505 0,49 0,49
140-142 30 16,86 0,055 1,02 0,505 0,51 1
142-145 26 15,26 0,075 1,14 0,505 0,57 1,57
145-146 25 14,75 0,03 0,44 0,505 0,22 1,79
Продолжение таблицы 5
Падение напряжения
Номер расчетн. Участка Тип потр. Расч.
Max
Ppi (кВт) Расч. Длина уч-ка li (км) Парам.
Провода Момент
Нагруз. Mi=Ppi • li (кВт • км)
Удельн. Значен.
% /КВт • км
На расчетн. Участке,%
От Источ. Пит.
, %
146-147 24 14,4 0,025 0,36 0,505 0,18 1,97
147-148 12 10,8 0,025 4А50+ 0,27 0,505 0,14 2,11
148-150 10 10,3 0,06 +А25 0,62 0,505 0,31 2,42
150-152 6 9 0,06 0,54 0,505 0,27 2,69
152-154 4 8,92 0,03 0,27 0,505 0,14 2,83
147-157 12 10,8 0,085 0,92 0,505 0,46 2,43
157-159 10 10,3 0,06 0,62 0,505 0,31 2,74
159-161 6 9 0,06 0,54 0,505 0,27 3,01
161-163 4 8,92 0,06 0,53 0,505 0,26 3,27
КТП 2 ЛИНИЯ
4 0,505
КТП2-166 19 12,92 0,09 1,16 0,505 0,58 0,58
166-167 8 9,84 0,03 0,29 0,505 0,15 0,73
167-169 6 9 0,06 4А50+ 0,54 0,505 0,27 1
169-171 2 5,2 0,06 +А25 0,31 0,505 0,16 1,16
171-172 1 2,6 0,03 0,08 0,505 0,04 1,20
166-176 11 10,67 0,14 1,49 0,505 0,75 1,33
176-178 10 10,3 0,06 0,62 0,505 0,31 1,64
178-180 8 9,84 0,06 0,59 0,505 0,3 1,94
180-181 7 9,59 0,03 0,29 0,505 0,15 2,09
181-183 6 9 0,06 0,054 0,505 0,27 2,36
183-185 5 9,35 0,06 0,56 0,505 0,28 2,64
185-187 3 7,8 0,06 0,47 0,505 0,24 2,88
187-189 2 5,2 0,06 0,31 0,505 0,16 3,04
Таблица 6-Потери напряжения в сетях 0.38 кВ по второму
Варианту
Падение напряжения
Номер расчетн. Участка Тип потр. Расч.
Max
Ppi (кВт) Расч. Длина уч-ка li (км) Парам.
Провода Момент
Нагруз. Mi=Ppi • li (кВт • км
Удельное значение ,
КВт • км
На расчетн. Участке,%
От Источ. Пит.
, %
КТП 1 ЛИНИЯ 1
КТП
1-1 52 24,4 0,025 0,61 0,505 0,308 0,308
1-2 50 23,8 0,025 0,59 0,505 0,29 0,598
2-4 48 23,04 0,05 1,15 0,505 0,58 1,178
4-6 46 22,3 0,05 1,11 0,505 0,56 1,738
6-7 44 21,6 0,025 4А50+ 0,54 0,505 0,27 2,01
7-108 42 20,8 0,085 +А25 1,77 0,505 0,89 2,9
108-109 12 10,8 0,025 0,27 0,505 0,14 3,04
109-111 10 10,3 0,06 0,62 0,505 0,31 3,35
111-113 6 9 0,06 0,54 0,505 0,27 3,62
113-115 4 8,92 0,06 0,53 0,505 0,26 3,88
108-106 10 10,3 0,025 0,26 0,505 0,13 3,03
106-104 8 9,84 0,06 0,59 0,505 0,29 3,32
104-102 4 8,92 0,06 0,53 0,505 0,26 3,58
102-101 2 5,2 0,03 0,16 0,505 0,08 3,66
108-123 20 13,4 0,06 0,80 0,505 0,4 3,3
123-124 10 10,3 0,03 0,16 0,505 0,16 3,46
124-126 9 9,9 0,06 4А50+ 0,29 0,505 0,29 3,75
126-128 6 9 0,06 +А25 0,27 0,505 0,27 4,02
128-130 4 8,92 0,06 0,26 0,505 0,26 4,28
123-121 10 10,3 0,025 0,13 0,505 0,13 3,03
121-119 8 9,84 0,06 0,28 0,505 0,28 3,31
119-117 4 8,92 0,06 0,26 0,505 0,26 3,57
117-116 2 5,2 0,03 0,16 0,505 0,08 3,65
КТП 1 ЛИНИЯ 2
КТП
1-8 56 25,8 0,205 5,29 0,505 2,67 2,67
8-9 12 10,8 0,205 0,27 0,505 0,14 2,81
9-11 10 10,3 0,06 0,62 0,505 0,31 3,12
11-13 6 9 0,06 0,54 0,505 0,27 3,39
13-15 4 8,92 0,06 0,53 0,505 0,26 3,65
Подолжение таблицы
6
Падение напряжения
Номер расчетн. Участка Тип потр. Расч.
Max
Ppi (кВт) Расч. Длина уч-ка li (км) Парам.
Провода Момент
Нагруз. Mi=Ppi • li (кВт • км
Удельное значение ,
КВт • км
На расчетн. Участке,%
От Источ. Пит.
, %
8-23 44 21,6 0,06 1,29 0,505 0,65 3,32
23-24 12 10,8 0,025 4А50+ 0,27 0,505 0,14 3,46
24-26 10 10,3 0,06 +А25 0,62 0,505 0,31 3,77
26-28 6 9 0,06 0,54 0,505 0,27 4,04
28-30 4 8,92 0,06 0,53 0,505 0,26 4,3
23-22 10 10,3 0,025 0,26 0,505 0,13 3,45
22-20 8 9,84 0,06 0,59 0,505 0,28 3,73
20-18 4 8,92 0,06 0,53 0,505 0,26 3,99
18-17 2 5,2 0,03 0,16 0,505 0,08 4,07
23-39 22 13,86 0,075 1,04 0,505 0,52 3,84
39-40 12 10,8 0,025 0,27 0,505 0,14 3,98
40-42 10 10,3 0,06 0,62 0,505 0,31 4,29
42-44 6 9 0,06 0,54 0,505 0,27 4,56
44-46 4 8,92 0,06 0,53 0,505 0,26 4,82
39-38 10 10,3 0,025 0,26 0,505 0,13 3,97
38-36 8 9,84 0,06 0,59 0,505 0,28 4,25
36-34 4 8,92 0,06 0,53 0,505 0,26 4,51
34-33 2 5,2 0,03 0,16 0,505 0,08 4,59
КТП 1 ЛИНИЯ 3
КТП
1-138 53 24,91 0,205 5,1 0,505 2,57 2,57
138-139 20 13,4 0,03 0,4 0,505 0,2 2,77
139-141 18 12,6 0,06 0,75 0,505 0,38 3,15
141-143 14 11,2 0,06 0,67 0,505 0,34 3,49
143-144 12 10,8 0,03 0,32 0,505 0,16 3,65
144-146 10 10,3 0,06 0,62 0,505 0,31 3,96
146-148 9 9,9 0,06 0,59 0,505 0,29 4,25
148-150 6 9 0,06 0,54 0,505 0,27 4,52
150-152 4 8,92 0,06 4А50+ 0,53 0,505 0,26 4,78
138-155 33 17,9 0,075 +А25 1,34 0,505 0,68 3,25
155-156 22 13,86 0,03 0,42 0,505 0,21 3,46
156-158 20 13,4 0,06 0,8 0,505 0,4 3,86
158-160 16 11,7 0,06 0,7 0,505 0,2 4,06
160-161 14 11,2 0,03 0,34 0,505 0,17 4,23
161-163 12 10,8 0,06 0,65 0,505 0,33 4,56
163-165 10 10,3 0,06 0,62 0,505 0,31 4,87
163-167 6 9 0,06 0,54 0,505 0,27 5,14
Продолжение таблицы 6
Падение напряжения
Номер расчетн. Участка Тип потр. Расч.
Max
Ppi (кВт) Расч. Длина уч-ка li (км) Парам.
Провода Момент
Нагруз. Mi=Ppi • li (кВт • км
Удельное значение ,
КВт • км
На расчетн. Участке,%
От Источ. Пит.
, %
150-152 4 8,92 0,06 4А50+ 0,53 0,505 0,26 4,78
138-155 33 17,9 0,075 +А25 1,34 0,505 0,68 3,25
155-156 22 13,86 0,03 0,42 0,505 0,21 3,46
156-158 20 13,4 0,06 0,8 0,505 0,4 3,86
158-160 16 11,7 0,06 0,7 0,505 0,2 4,06
160-161 14 11,2 0,03 0,34 0,505 0,17 4,23
161-163 12 10,8 0,06 0,65 0,505 0,33 4,56
163-165 10 10,3 0,06 0,62 0,505 0,31 4,87
163-167 6 9 0,06 0,54 0,505 0,27 5,14
167-169 4 8,92 0,06 0,53 0,505 0,26 5,4
155-173 11 10,67 0,105 1,12 0,505 0,56 3,81
173-175 10 10,3 0,06 0,62 0,505 0,31 4,12
175-177 8 9,84 0,06 0,59 0,505 0,29 4,41
177-178 7 9,59 0,03 0,29 0,505 0,14 4,55
178-180 6 9 0,06 0,54 0,505 0,27 4,82
180-182 5 9,35 0,06 0,56 0,505 0,28 5,1
182-184 3 7,8 0,03 0,23 0,505 0,11 5,21
184-186 2 5,2 0,03 0,16 0,505 0,08 5,22
КТП 1 ЛИНИЯ 4
КТП
1-53 51 24,1 0,195 4,7 0,505 2,37 2,37
53-54 20 13,4 0,03 0,4 0,505 0,2 2,57
54-56 18 12,6 0,06 0,75 0,505 0,38 2,95
56-58 14 11,2 0,06 4А50+ 0,67 0,505 0,34 3,29
58-59 13 11,05 0,03 +А25 0,33 0,505 0,17 3,46
59-61 12 10,8 0,06 0,65 0,505 0,33 3,79
61-63 10 10,3 0,06 0,62 0,505 0,31 4,1
63-65 6 9 0,06 0,54 0,505 0,27 4,37
65-67 4 8,92 0,06 0,53 0,505 0,26 4,63
53-69 31 17,2 0,06 1,03 0,505 0,52 2,89
69-70 20 13,4 0,03 0,4 0,505 0,2 3,09
70-72 18 12,6 0,06 0,75 0,505 0,38 3,47
72-74 14 11,2 0,06 0,67 0,505 0,34 3,81
74-75 13 11,05 0,03 4А50+ 0,33 0,505 0,17 3,98
75-77 12 10,8 0,06 +А25 0,65 0,505 0,33 4,31
77-79 10 10,3 0,06 0,62 0,505 0,31 4,62
Продолжение таблицы 6
Номер расчетн. Участка Тип потр. Расч.
Max
Ppi (кВт) Расч. Длина уч-ка li (км) Парам.
Провода Момент
Нагруз. Mi=Ppi • li (кВт • км Падение напряжения
Удельное значение ,
КВт • км
На расчетн. Участке,%
От Источ. Пит.
, %
79-81 6 9 0,06 0,54 0,505 0,27 4,89
81-83 4 8,92 0,06 0,53 0,505 0,26 5,15
69-87 11 10,67 0,075 0,8 0,505 0,4 3,29
87-89 10 10,3 0,06 0,62 0,505 0,31 3,6
89-91 8 9,84 0,06 0,59 0,505 0,29 3,89
91-92 7 9,59 0,03 0,28 0,505 0,14 4,03
92-94 6 9 0,06 0,54 0,505 0,27 4,3
94-96 5 9,35 0,06 0,56 0,505 0,28 4,58
96-98 3 7,8 0,06 0,47 0,505 0,24 4,82
98-100 2 5,2 0,06 0,31 0,505 0,16 4,98
2.5 Определение потерь мощности и электроэнергии в
сети
0,38 кВ
Потери мощности ( ) определяются отдельно для каждого варианта. При этом для
каждого участка сети потери мощности определяем для режима максимальной
нагрузки
,
(14)
где - расчетное значение тока на участке (i-j),А;
-величина потерь напряжения на участке (i-j), В.
Расчётное значение тока на участке определяется по следующей формуле
,
(15)
где - значение максимальной расчетной нагрузки на соответствующем
участке, кВт.
Потери напряжения на участке определяются по следующей формуле
,
(16)
где - потери напряжения на соответствующем участке,
выраженные в процентах и определенные равнее в таблице 5 и в таблице 6.
То, подставив формулы (15) и (16) в формулу (14) получим
,
(17)
где - постоянный коэффициент, который определяется следующим
образом
(18)
Для данного проекта задано, что cosj = 0,92 поэтому в наших расчетах
k=0,0192
Годовые потери электрической энергии можно определить по следующей формуле
,
(19)
где - значение потерь мощности, кВт;
-годовое число часов использования максимума, зависящее от расчетной
нагрузки и в общем случае различен для разных участков схемы, ч.
Ниже (в таблице 7) приведен фрагмент таблицы 4.6 из [1] для определения годового
числа часов использования максимума нагрузки для сельскохозяйственных потребителей
в зависимости от расчетной нагрузки (проектируемый объект относится к категории
коммунально-бытовых потребителей).
Таблица 7- Годовое число часов использования максимума
нагрузки
Расчетные нагрузки, кВт Число часов использования максимума при
Характере нагрузки, ч.
Коммунально- бытовая Производственная Смешанная
До 10 900 1100 1300
10-20 1200 1500 1700
20-50 1600 2000 2200
50-100 2000 2500 2800
120-250 2350 2700 3200
Приведем пример расчета потерь мощности и годовых потерь электроэнергии для
первого варианта на участке линии1 от КТП 1до опоры №2
По формуле16 определяем потери мощности на участке линии
0,0192 × 17,6 × 0,27 = 0,091 кВт
ПО формуле 17 находим годовую величину потерь электроэнергии (при этом
1200 часов)
0,091×1200 = 109,2 кВт×ч/год
Остальные расчеты выполняются аналогично и приводятся в таблице 8
и в таблице 9 соответственно для первого и второго вариантов.
Суммарные значения потерь мощности и электроэнергии по вариантам находятся
суммированием значений в соответствующих графах.
Дальнейшие расчеты производятся, только для одного из вариантов который мы
выберем, после произведения технико-экономического сравнения вариантов
приведенного в разделе 3.
Таблица 8 - Потери мощности и электрической энергии по
первому варианту
Номер
Участка
i-j Pmax i-j
КВт DUi на
расчетном участке,
% Потери
Мощности
DPi-j
кВт Число часов
Использования максимальной нагрузки
Tmax i-j, час Годовые
Потери
электрич. Энергии,
DWi-j,
кВт час/год
КТП 1 ЛИНИЯ 1
КТП 1-2 17,6 0,27 0,091 1200 109,2
2-3 16,86 0,26 0,081 1200 100,8
3-5 16,1 0,49 0,151 1200 181,2
5-7 14,4 0,43 0,118 1200 141,6
7-8 13,86 0,17 0,065 1200 78
8-9 10,3 0,16 0,032 1200 38,4
9-10 9,9 0,15 0,028 900 25,2
10-12 9,84 0,3 0,057 900 51,3
12-14 8,92 0,27 0,046 900 41,4
14-15 5,2 0,08 0,008 900 7,2
8-18 10,8 0,49 0,102 1200 122,4
18-19 10,3 0,16 0,032 1200 38,4
19-21 9,84 0,3 0,057 900 51,3
21-23 8,92 0,27 0,046 900 41,4
23-24 5,2 0,8 0,008 900 7,2
åDРЛ1 = 0,879
кВт
åDWЛ1 = 1035 кВт ч
КТП 1 ЛИНИЯ 2
КТП 1-28 13,65 0,62 0,170 1200 204
28-29 10,3 0,16 0,032 1200 38,4
29-31 9,84 0,29 0,055 900 49,5
31-33 8,92 0,27 0,046 900 41,4
33-34 5,2 0,08 0,008 900 7,2
28-38 10,67 0,57 0,117 1200 140,4
38-40 10,3 0,31 0,061 1200 73,2
Продолжение таблицы 8
Номер
Участка
i-j Pmax i-j
КВт DUi на
расчетном участке,
% Потери
Мощности
DPi-j
кВт Число часов
Использования максимальной нагрузки
Tmax i-j, час Годовые
потери
электрич. энергии,
DWi-j,
кВт час/год
40-42 9,84 0,29 0,055 900 49,5
42-43 9,59 0,15 0,028 900 25,2
43-45 9 0,27 0,047 900 42,3
45-47 9,35 0,28 0,05 900 45
47-49 7,8 0,24 0,036 900 32,4
49-51 5,2 0,16 0,016 900 14,4
åDРЛ2 = 0,721
кВт
åDWЛ2 = 762,9 кВт ч
КТП 1 ЛИНИЯ 3
КТП 1-53 17,6 0,22 0,074 1200 88,8
53-55 16,86 0,51 0,165 1200 198
55-58 15,26 0,57 0,167 1200 200,4
58-60 13,86 0,35 0,093 1200 111,6
60-61 10,3 0,16 0,032 1200 38,4
61-62 9,9 0,15 0,028 900 25,2
62-64 9,84 0,3 0,057 900 51,3
64-66 8,92 0,27 0,046 900 41,4
66-67 5,2 0,08 0,008 900 7,2
60-70 10,8 0,49 0,102 1200 122,4
70-71 10,3 0,15 0,029 1200 34,8
71-73 9,84 0,3 0,057 900 51,3
73-75 8,92 0,27 0,046 900 41,4
75-76 5,2 0,08 0,008 900 7,2
åDРЛ3 = 0,912
кВт
åDWЛ3 = 1019,4 кВт ч
КТП 1 ЛИНИЯ 4
КТП 1-79 13,4 0,61 0,157 1200 188,4
79-80 10,3 0,16 0,032 1200 38,4
80-82 9,84 0,3 0,057 900 51,3
Продолжение таблицы 8
Номер
Участка
i-j Pmax i-j
КВт DUi на
расчетном участке,
% Потери
Мощности
DPi-j
кВт Число часов
Использования максимальной нагрузки
Tmax i-j, час Годовые
Потери
Электрич. Энергии,
DWi-j,
кВт час/год
82-84 8,92 0,27 0,046 900 41,4
84-85 5,2 0,08 0,008 900 7,2
79-88 10,3 0,47 0,093 1200 111,6
88-90 9,84 0,3 0,057 900 51,3
90-92 8,92 0,27 0,046 900 41,4
92-93 5,2 0,08 0,008 900 7,2
åDРЛ4 = 0,504
кВт
åDWЛ4 = 538,2 кВт ч
КТП 2 ЛИНИЯ 1
КТП 2-95 18,36 0,51 0,179 1200 214,8
95-97 17,6 0,49 0,165 1200 198
97-100 16,1 0,61 0,188 1200 225,6
100-101 15,26 0,23 0,067 1200 80,4
101-102 14,4 0,18 0,049 1200 58,8
102-103 10,8 0,16 0,033 1200 39,6
103-104 10,3 0,15 0,029 1200 34,8
104-106 9,84 0,3 0,056 900 50,4
106-108 8,92 0,27 0,046 900 41,4
108-109 5,2 0,08 0,008 900 7,2
102-112 10,8 0,49 0,102 1200 122,4
112-113 10,3 0,15 0,029 1200 34,8
113-115 9,84 0,3 0,056 900 50,4
115-117 8,92 0,27 0,046 900 41,4
117-118 5,2 0,08 0,008 900 7,2
åDРЛ1 = 1,061
кВт
åDWЛ1 = 1207,2 кВт ч
КТП 2 ЛИНИЯ 2
КТП2-123 13,86 0,98 0,261 1200 313,2
123-126 12,6 0,54 0,131 1200 157,2
Номер
Участка
i-j Pmax i-j
КВт DUi на
расчетном участке,
% Потери
Мощности
DPi-j
кВт Число часов
Использования максимальной нагрузки
Tmax i-j, час Годовые
потери
электрич. энергии,
DWi-j,
кВт час/год
126-128 11,7 0,18 0,04 1200 48
128-132 10,8 0,57 0,118 1200 141,6
132-133 10,3 0,15 0,029 1200 34,8
133-135 9,84 0,27 0,051 900 45,9
135-137 8,92 0,3 0,0513 900 46,17
137-138 5,2 0,08 0,008 900 7,2
åDРЛ2 =0,689
кВт
åDWЛ2 = 794,07 кВт ч 152-154
КТП 2 ЛИНИЯ 3 147-157
КТП2-140 17,6 0,49 0,166 1200 199,2
140-142 16,86 0,51 0,165 1200 198
142-145 15,26 0,57 0,167 1200 200,4
145-146 14,75 0,22 0,062 1200 74,4
146-147 14,4 0,18 0,049 1200 58,8
147-148 10,8 0,14 0,029 1200 34,8
148-150 10,3 0,31 0,061 1200 73,2
150-152 9 0,27 0,047 900 42,3
152-154 8,92 0,14 0,024 900 21,6
147-157 10,8 0,46 0,095 1200 114
157-159 10,3 0,31 0,061 1200 73,2
159-161 9 0,27 0,047 900 42,3
161-163 8,92 0,26 0,044 900 39,6
åDРЛ3 =1,017
кВт
åDWЛ3 = 1171,8 кВт ч
КТП 2 ЛИНИЯ 4
КТП2-166 12,92 0,58 0,144 1200 172,8
166-167 9,84 0,15 0,028 900 25,2
167-169 9 0,27 0,047 900 42,3
169-171 5,2 0,16 0,016 900 14,4
Продолжение таблицы 8
Номер
Участка
i-j Pmax i-j
КВт DVi на
расчетном участке,
% Потери
Мощности
DPi-j
кВт Число часов
использования максимальной нагрузки
Tmax i-j, час Годовые
потери
электрич. энергии,
DWi-j,
кВт час/год
171-172 2,6 0,04 0,0019 900 1,71
166-176 10,67 0,75 0,154 1200 184,8
176-178 10,3 0,31 0,061 1200 73,2
178-180 9,84 0,3 0,057 900 51,3
180-181 9,59 0,15 0,028 900 25,2
181-183 9 0,27 0,047 900 42,3
183-185 9,35 0,28 0,05 900 45
185-187 7,8 0,24 0,036 900 32,4
187-189 5,2 0,16 0,016 900 14,4
åDРЛ 4 = 0,686
кВт
åDWЛ 4 = 725,01 кВт ч
åDР1В = 6,469
кВт
åDW1В = 7253,58 кВт ч
Таблица 9- Потери мощности и электрической энергии по
второму варианту
Номер
Участка
i-j Pmax i-j
КВт DUi на
расчетном участке,
% Потери
Мощности
DPi-j
кВт Число часов
использования максимальной нагрузки
Tmax i-j, час Годовые
потери
электрич. энергии,
DWi-j,
кВт час/год
КТП 1 ЛИНИЯ 1
КТП 1-1 24,4 0,3108 0,144 1600 230,4
1-2 23,8 0,29 0,132 1600 211,2
2-4 23,04 0,58 0,257 1600 411,2
4-6 22,3 0,56 0,239 1600 382,4
6-7 21,6 0,27 0,112 1600 179,2
Продолжение таблицы 9
Номер
Участка
i-j Pmax i-j
КВт DUi на
расчетном участке,
% Потери
Мощности
DPi-j
кВт Число часов
использования максимальной нагрузки
Tmax i-j, час Годовые
потери
электрич. энергии,
DWi-j,
кВт час/год
7-108 20,8 0,89 0,355 1600 568
108-109 10,8 0,14 0,029 1200 34,8
109-111 10,3 0,31 0,061 1200 73,2
111-113 9 0,27 0,047 900 63
113-115 8,92 0,26 0,044 900 39,6
108-106 10,3 0,13 0,026 1200 31,2
106-104 9,84 0,29 0,055 900 49,5
104-102 8,92 0,26 0,044 900 39,6
102-101 5,2 0,08 0,008 900 7,2
108-123 13,4 0,4 0,103 1200 123,6
123-124 10,3 0,16 0,032 1200 38,4
124-126 9,9 0,29 0,055 900 49,5
126-128 9 0,27 0,047 900 63
128-130 8,92 0,26 0,044 900 39,6
123-121 10,3 0,13 0,026 1200 31,2
121-119 9,84 0,28 0,053 900 47,7
119-117 8,92 0,26 0,044 900 39,6
117-116 5,2 0,08 0,008 900 7,2
åDРЛ1 =1,965
кВт
åDWЛ1 = 2760,3 кВт ч
КТП 1 ЛИНИЯ 2
КТП1-8 25,8 2,67 1,322 1600 2115,2
8-9 10,8 0,14 0,029 1200 34,8
9-11 10,3 0,31 0,061 1200 73,2
11-13 9,0 0,27 0,047 900 42,3
13-15 8,92 0,26 0,044 900 39,6
8-23 21,6 0,65 0,269 1600 430,4
23-24 10,8 0,14 0,029 1200 34,8
Продолжение таблицы 9
Номер
Участка
i-j Pmax i-j
КВт DVi на
расчетном участке,
% Потери
Мощности
DPi-j
кВт Число часов
использования максимальной нагрузки
Tmax i-j, час Годовые
потери
электрич. энергии,
DWi-j,
кВт час/год
24-26 10,3 0,31 0,061 1200 73,2
26-28 9 0,27 0,047 900 42,3
28-30 8,92 0,26 0,044 900 39,6
23-22 10,3 0,13 0,061 1200 73,2
22-20 9,84 0,28 0,053 900 47,7
20-18 8,92 0,26 0,044 900 39,6
18-17 5,2 0,08 0,008 900 7,2
23-39 13,86 0,52 0,138 1200 165,6
39-40 10,8 0,14 0,029 1200 34,8
40-42 10,3 0,31 0,061 1200 73,2
42-44 9 0,27 0,047 900 42,3
44-46 8,92 0,26 0,044 900 39,6
39-38 10,3 0,13 0,061 1200 73,2
38-36 9,84 0,28 0,053 900 47,7
36-34 8,92 0,26 0,047 900 42,3
34-33 5,2 0,08 0,008 900 7,2
åDРЛ2 = 2,607
кВт
åDWЛ2 = 3619 кВт ч
КТП 1 ЛИНИЯ 3
КТП1-137 24,91 2,57 1,229 1600 1966,4
137-138 13,4 0,2 0,051 1200 61,2
138-140 12,6 0,38 0,092 1200 110,4
140-142 11,2 0,34 0,073 1200 87,6
142-143 10,8 0,16 0,033 1200 39,6
143-145 10,3 0,31 0,061 1200 73,2
145-147 9,9 0,29 0,055 900 49,5
147-149 9 0,27 0,047 900 42,3
149-151 8,92 0,26 0,044 900 39,6
Продолжение таблицы 9
Номер
участка
i-j Pmax i-j
КВт DVi на
расчетном участке,
% Потери
мощности
DPi-j
кВт Число часов
Использования максимальной нагрузки
Tmax i-j, час Годовые
потери
электрич. Энергии,
DWi-j,
кВт час/год
137-154 17,9 0,68 0,234 1200 280,8
154-155 13,86 0,21 0,056 1200 67,2
155-157 13,4 0,4 0,103 1200 123,6
157-159 11,7 0,2 0,045 1200 54
159-160 11,2 0,17 0,036 1200 43,2
160-162 10,8 0,33 0,068 1200 81,6
162-164 10,3 0,31 0,061 1200 73,2
164-166 9 0,27 0,047 900 42,3
166-168 8,92 0,26 0,044 900 39,6
154-172 10,67 0,56 0,115 1200 138
172-174 10,3 0,31 0,061 1200 73,2
174-176 9,84 0,29 0,055 900 49,5
176-177 9,59 0,14 0,026 900 23,4
177-179 9 0,27 0,047 900 42,3
179-181 9,35 0,28 0,05 900 45
181-183 7,8 0,11 0,016 900 14,4
183-185 5,2 0,08 0,008 900 7,2
åDРЛ3 = 2,699
кВт
åDWЛ3 = 3569,5 кВт ч
КТП 1 ЛИНИЯ 4
КТП1-53 24,1 2,37 1,096 1600 1753,6
53-54 13,4 0,2 0,051 1200 61,2
54-56 12,6 0,38 0,092 1200 110,4
56-58 11,2 0,34 0,073 1200 87,6
58-59 11,05 0,17 0,036 1200 43,2
59-61 10,8 0,33 0,068 1200 81,6
61-63 10,3 0,31 0,061 1200 73,2
63-65 9 0,27 0,047 900 42,3
Продолжение таблицы 9
Номер
Участка
i-j Pmax i-j
КВт DVi на
расчетном участке,
% Потери
Мощности
DPi-j
кВт Число часов
использования максимальной нагрузки
Tmax i-j, час Годовые
потери
электрич. энергии,
DWi-j,
кВт час/год
65-67 8,92 0,26 0,044 900 39,6
53-69 17,2 0,52 0,172 1200 206,4
69-70 13,4 0,2 0,051 1200 61,2
70-72 12,6 0,38 0,092 1200 110,4
72-74 11,2 0,34 0,073 1200 87,6
74-75 11,05 0,17 0,037 1200 44,4
75-77 10,8 0,33 0,068 1200 81,6
77-79 10,3 0,31 0,061 1200 73,2
79-81 9 0,27 0,047 900 42,3
81-83 8,92 0,26 0,044 900 39,6
69-87 10,67 0,4 0,082 1200 98,4
87-89 10,3 0,31 0,061 1200 73,2
89-91 9,84 0,29 0,055 900 49,5
91-92 9,59 0,14 0,026 900 23,4
92-94 9 0,27 0,047 900 42,3
94-96 9,35 0,28 0,05 900 45
96-98 7,8 0,24 0,036 900 32,4
98-100 5,2 0,16 0,016 900 14,4
åDРЛ4 = 2,586
кВт
åDWЛ4 = 3448 кВт ч
åDР = 9,857
кВт
åDW = 13396,8 кВт ч
2.6 Выбор автоматических выключателей
В соответствии с «Правилами устройства электроустановок» в
электрических сетях напряжением до 1 кВ предусматривается защита от ненормальных
режимов (глава 3.1). В нашем случае в качестве защитных аппаратов используются
автоматические выключатели.
Задача расчета защит – определение уставок автоматических выключателей и
оценка чувствительности защитных устройств при одно- и двухфазных коротких
замыканиях в конце защищаемой зоны.
Токи срабатывания защит, действующих селективно на отключение сети,
выбирают по возможности наименьшими, однако защита не должна срабатывать при
кратковременных перегрузках или от пусковых токов электродвигателей.
Прежде, чем рассчитывать защиту автоматическим выключателем необходимо
произвести расчет токов коротких замыканий.
Ток однофазного короткого замыкания Iк(1) (А) для любой точки линии 0.38 кВ
определяется выражением из[1]
,
(20)
где Uф- фазное напряжение, В; для сети 0,38 кВ принимается
равным 220 В;
Z - полное сопротивление фазного провода линии 0,38 кВ от шин
подстанции до места короткого замыкания, Ом.
Полное сопротивление определяется по следующей формуле
,
(21)
где r - активное сопротивление фазного и нулевого провода, Ом/км;
определяется в зависимости от марки и сечения провода или
сечения жил кабеля[1];
- индуктивное сопротивление фазного и нулевого провода Ом/км;
Активное и индуктивное сопротивление провода для каждой линии определяется
по следующей формуле
r = rуд × L
,
(22)
х = худ × L
,
(23)
где rуд – активное удельное сопротивление проводов по [3] составляет
0,625 Ом/км;
xуд – индуктивное удельное сопротивление проводов по [3]
составляет 0,3 Ом/км;
L – длина линии до опоры на которой произошло короткое замыкание,
км.
Приведем пример расчета сопротивлений для первой линии (Л1)
r = 0,625 × 0,505 = 0,316 Ом/км
x = 0,3 × 0,505 = 0,151 Ом/км
Определяем величину полного сопротивления для линии (Л1) по
формуле 26
Z = Ö 0,316 2 + 0,151 2 = 0,35
Ом/км
Величина однофазного тока короткого замыкания для Л1 определяется по
формуле 25
Iк = 220 = 314,3 А
2 × 0,35
Расчет защиты тепловым
|
