Расчет электрических нагрузок в сетях 0,38-110 кВ производится суммированием нагрузок на вводе или на участке цепи с учетом коэффициентов одновременности отдельно для дневного и вечернего максимумов нагрузки.
Расчетные дневная и вечерняя активная нагрузки на участке линии или на шинах трансформаторной подстанции определяется по формуле;
(3)
(4)
где К0 - коэффициент одновременности (таблица 4.1 [1]);
Рдi, Рвi - дневная и вечерняя нагрузки на вводе i-го потребителя или i-го участка сети.
Определим нагрузку на вводе в многоквартирные дома.
Для четырехквартирных домов:
кВт
кВт
Для двенадцатиквартирных домов:
кВт
кВт
Если нагрузки однородных потребителей отличаются по величине более чем в четыре раза, то суммирование их производится не с помощью коэффициента одновременности, а пользуясь таблицей 4.4 [1].
Расчетная активная нагрузка равна:
, кВт (5)
Где Рδ- большая из слагаемых нагрузок;
∆Р- добавка к большей слагаемой нагрузки.
Расчет ТП1 Линии С1
Дневной максимум нагрузок:
Вечерний максимум нагрузок:
Для расчета электрических сетей необходимо знать значения полных мощностей на участках. Расчет полной (S) мощности на участках линии определяется по формуле:
, кВА (6)
где Р - активная мощность;
Cosφ - коэффициент мощности.
Коэффициенты мощности сельскохозяйственных потребителей и трансформаторных подстанций напряжением 0,38 кВ. принимаются по таблице 4.6 [1].
Дневной максимум нагрузок:
Вечерний максимум нагрузок:
Расчет электрических нагрузок на линиях С2 и С3 производится аналогично по формулам (5) и (6), результаты расчетов сводим в таблицу 2.
|
|
В число потребителей кроме жилых домов, общественных зданий, производственных помещений и технологических процессов вне помещений включают также уличное и наружное освещение.
Определение суммарной полной мощности с учетом нагрузки на уличное освещение. Нагрузку уличного и наружного освещения принимают из расчета 100 Вт на одно жилое помещение, 250 Вт – на одно производственное здание. При наружном освещении сельскохозяйственных потребителей используются лампы накаливания, коэффициент мощности которых равен cosj = 1
Уличное освещение: жилые здания 20×0,1= 2 кВт
производственные здания 10×0,25 = 2,5 кВт
Таблица №2 Расчетные мощности на участках сети 380 В
ТП1
| № участка | Р д | Р в | COSфд | COSфв | Q д | Q в | S д | S в |
| Линия С1 | ||||||||
| 5+4 | 8,6 | 18,72 | 0,9 | 0,93 | 4,1651701 | 7,3986174 | 9,5555556 | 20,129032 |
| 4+3 | 13,7 | 30,12 | 0,9 | 0,93 | 6,6352128 | 11,904186 | 15,222222 | 32,387097 |
| 3+2 | 16,2 | 35,82 | 0,9 | 0,93 | 7,8460181 | 14,15697 | 38,516129 | |
| 2+1 | 18,7 | 41,52 | 0,9 | 0,93 | 9,0568234 | 16,409754 | 20,777778 | 44,645161 |
| 1+тп | 21,2 | 47,22 | 0,9 | 0,93 | 10,267629 | 18,662538 | 23,555556 | 50,774194 |
| Линия С2 | ||||||||
| 13+12 | 1,7 | 0,9 | 0,93 | 0,8233476 | 1,5809012 | 1,8888889 | 4,3010753 | |
| 12+11 | 2,8 | 6,4 | 0,9 | 0,93 | 1,3561019 | 2,5294419 | 3,1111111 | 6,8817204 |
| 11+10 | 3,9 | 8,8 | 0,9 | 0,93 | 1,8888562 | 3,4779825 | 4,3333333 | 9,4623656 |
| 10+9 | 11,2 | 0,9 | 0,93 | 2,4216105 | 4,4265232 | 5,5555556 | 12,043011 | |
| 9+8 | 6,1 | 13,6 | 0,9 | 0,93 | 2,9543648 | 5,3750639 | 6,7777778 | 14,623656 |
| 8+7 | 7,2 | 0,9 | 0,93 | 3,4871192 | 6,3236046 | 17,204301 | ||
| 7+6 | 8,3 | 18,4 | 0,9 | 0,93 | 4,0198735 | 7,2721453 | 9,2222222 | 19,784946 |
| 6+тп | 9,4 | 20,8 | 0,9 | 0,93 | 4,5526278 | 8,220686 | 10,444444 | 22,365591 |
| Линия С3 | ||||||||
| 20+19 | 1,7 | 0,9 | 0,93 | 0,8233476 | 1,5809012 | 1,8888889 | 4,3010753 | |
| 19+18 | 2,8 | 6,4 | 0,9 | 0,93 | 1,3561019 | 2,5294419 | 3,1111111 | 6,8817204 |
| 18+17 | 3,9 | 8,8 | 0,9 | 0,93 | 1,8888562 | 3,4779825 | 4,3333333 | 9,4623656 |
| 17+16 | 11,2 | 0,9 | 0,93 | 2,4216105 | 4,4265232 | 5,5555556 | 12,043011 | |
| 16+15 | 6,1 | 13,6 | 0,9 | 0,93 | 2,9543648 | 5,3750639 | 6,7777778 | 14,623656 |
| 15+14 | 8,6 | 19,3 | 0,9 | 0,93 | 4,1651701 | 7,6278481 | 9,5555556 | 20,752688 |
| 14+тп | 11,1 | 0,9 | 0,93 | 5,3759754 | 9,8806322 | 12,333333 | 26,88172 |
|
|
ТП2
| № участка | Р д | Р в | COSфд | COSфв | Q д | Q в | S д | S в |
| Линия С1 | ||||||||
| 25+24 | 0,75 | 0,85 | 0,8819171 | 1,859233 | 1,3333333 | 3,5294118 | ||
| 24+23 | 1,6 | 4,8 | 0,75 | 0,85 | 1,4110674 | 2,9747728 | 2,1333333 | 5,6470588 |
| 23-22 | 5,8 | 12,7 | 0,75 | 0,85 | 5,1151192 | 7,8707531 | 7,7333333 | 14,941176 |
| 22-21 | 39,8 | 46,7 | 0,75 | 0,8 | 35,100301 | 35,025 | 53,066667 | 58,375 |
| 21-тп | 55,9 | 0,8 | 0,85 | 36,75 | 34,643709 | 61,25 | 65,764706 | |
| Линия С2 | ||||||||
| 30-29 | 0,8 | 0,85 | 22,5 | 0,6197443 | 37,5 | 1,1764706 | ||
| 29-28 | 47,7 | 18,7 | 0,85 | 0,9 | 29,561805 | 9,0568234 | 56,117647 | 20,777778 |
| 28-27 | 53,7 | 19,3 | 0,8 | 0,85 | 40,275 | 11,961066 | 67,125 | 22,705882 |
| 27-26 | 84,9 | 0,8 | 0,85 | 63,675 | 21,691052 | 106,125 | 41,176471 | |
| 26-тп | 139,9 | 0,75 | 0,8 | 123,3802 | 67,5 | 186,53333 | 112,5 |
Нагрузки на шинах трансформаторной подстанции ТП1 с учетом
уличного освещения:
кВА
Выбираем трансформатор по таблице 19.2 [2]
Технические данные трехфазного масляного 2-х обмоточного трансформатора ТП.
| Тип трансформатора | Номинальная мощность, кВ·А | Номинальное напряжение, кВ ·А | Потери, кВт | Напряжение к.з., % | Ток х.х., % | Схема и группа соединения обмоток | ||
| ВН | НН | Х.Х. | К.З. | |||||
| ТП1 | ||||||||
| ТМ160 | 0,4 | 0,51 | 2,65 | 4,5 | 2,4 | У/Ун-11 | ||
| ТП 2 | ||||||||
| ТМ250 | 0,4 | 0,74 | 3,7 | 4,5 | 2,3 | У/Ун-11 |
Таблица №3 Выбираем трансформатор ТМ160, ТМ250.
1.4 Выбор сечения проводов линии
Сечение проводов сельских распределительных сетей выбирают по экономическим показателям с последующей оценкой по потерям напряжения. Провода и кабели по экономическим показателям выбирают для нормального рабочего режима сети.
|
|
Выбор сечения по экономической плотности тока – наиболее простой метод расчета экономически целесообразного сечения, мм2, провода:
Fэк = Ipmax/jэк (7)
где Ipmax– сила тока, протекающего по проводам линии в нормальном режиме при максимальной нагрузке, А;
jэк– экономическая плотность тока, А/мм2;
jэк= 0,7 А/мм2.
Если потребители присоединены к линии на небольшом расстоянии один от другого, то из практических и конструктивных соображений нецелесообразно иметь на каждом участке разные сечения проводов. Одинаковое сечение провода выбирается в таком случае по всей длине с учетом поправочного коэффициента Кп, который учитывает неравномерность нагрузки по линии.
(8)
(9)
где Imax - максимальный ток наиболее загруженного участка сети (головного участка), А;
L - полная длина линии, м;
Imaxi - максимальный ток i-го участка линии, А;
Li - длина i-го участка линии, м.
Определение тока нагрузки каждого потребителя в нормальном режиме при максимальной нагрузке:
, А (10)
где S – полная мощность каждого из потребителей, кВА;
Uн - номинальное напряжение, кВ.
Определяем токи на участках линии по формуле (10).
Расчет видем по большой нагрузке.
результаты расчетов для линий снесены в таблицу 4.
Таблица №4 Результаты расчетов
ТП1
| № участка | I | L | L max | K | F |
| Линия С1 | |||||
| 5+4 | 31,159493 | 0,075 | |||
| 4+3 | 50,134825 | 0,05 | |||
| 3+2 | 59,622491 | 0,05 | 0,275 | 1,1920755 | 59,939632 |
| 2+1 | 69,110157 | 0,05 | |||
| 1+тп | 78,597823 | 0,05 | |||
| Линия С2 | |||||
| 13+12 | 6,6580113 | 0,05 | |||
| 12+11 | 10,652818 | 0,05 | |||
| 11+10 | 14,647625 | 0,05 | |||
| 10+9 | 18,642432 | 0,05 | |||
| 9+8 | 22,637238 | 0,15 | 0,595 | 1,221394 | 25,769109 |
| 8+7 | 26,632045 | 0,05 | |||
| 7+6 | 30,626852 | 0,05 | |||
| 6+тп | 34,621659 | 0,145 | |||
| Линия С3 | |||||
| 20+19 | 6,6580113 | 0,75 | |||
| 19+18 | 10,652818 | 0,05 | |||
| 18+17 | 14,647625 | 0,05 | |||
| 17+16 | 18,642432 | 0,05 | 1,185 | 1,672558 | 22,617816 |
| 16+15 | 22,637238 | 0,05 | |||
| 15+14 | 32,124904 | 0,05 | |||
| 14+тп | 41,61257 | 0,185 |
ТП2
| № участка | I | L | L max | K | F |
| Линия С1 | |||||
| 25+24 | 5,4634857 | 0,05 | |||
| 24+23 | 8,7415771 | 0,15 | |||
| 23-22 | 23,128756 | 0,1 | 0,45 | 1,5695652 | 58,964189 |
| 22-21 | 90,363777 | 0,05 | |||
| 21-тп | 101,80295 | 0,1 | |||
| Линия С2 | |||||
| 30-29 | 58,049536 | 0,1 | |||
| 29-28 | 86,869423 | 0,05 | |||
| 28-27 | 103,90867 | 0,05 | 0,3 | 1,5099303 | 173,84986 |
| 27-26 | 164,28019 | 0,05 | |||
| 26-тп | 288,75129 | 0,05 |
1.5 Определение потерь напряжения
Электрическая нагрузка вызывает потерю напряжения в элементах системы электроснабжения, определяемую как арифметическую разность напряжений на входе и на выходе элемента (в начале и конце участка линии).
Расчет потерь напряжения производится для определения показаний качества электроэнергии и конкретно – отклонение напряжения от его номинального значения. Потери напряжения в линии с одной нагрузкой на конце (если линия имеет несколько участков с различной мощностью, то каждый участок рассматривается отдельно) определяют по формуле:
, В (11)
где P – расчетная активная нагрузка потребителей, кВт;
Q – реактивная мощность потребителей, кВАр;
Uн – номинальное напряжение, кВ.
Активное и реактивное сопротивление линии определяются по формулам:
(12)
(13)
где r0 – удельное активное сопротивление, Ом/км;
x0 – индуктивное сопротивление провода, Ом/км;
L - длина участка линии, м.
Потери напряжения в линии выражаем в процентах:
, % (14)
Определяем реактивную мощность на участках линии по формуле:
, кВАр (15)
где S -полная мощность кВА;
P - активная мощность кВт.
Расчеты потерь напряжения в линиях снесенны в таблицу 5:
Таблица №5 Результат расчетов
| № участка | L | F | Сопротивление провода | ΔU, В | ΔUл, В | ΔU, % | |
| r0 | x0 | ||||||
| Линия С1 | |||||||
| 5+4 | 0,075 | 2,0313114 | |||||
| 4+3 | 0,05 | СИП | 2,1788853 | ||||
| 3+2 | 0,05 | 3*70+95 | 0,532 | 0,045 | 2,5912242 | 13,220886 | 3,4791805 |
| 2+1 | 0,05 | 3,003563 | |||||
| 1+тп | 0,05 | 3,4159019 | |||||
| Линия С2 | |||||||
| 13+12 | 0,05 | 0,4568421 | |||||
| 12+11 | 0,05 | 0,7309474 | |||||
| 11+10 | 0,05 | 1,0050526 | |||||
| 10+9 | 0,05 | СИП | 1,2791579 | ||||
| 9+8 | 0,15 | 3*35+50 | 0,868 | 0,104 | 4,6597895 | 18,949811 | 4,9867922 |
| 8+7 | 0,05 | 1,8273684 | |||||
| 7+6 | 0,05 | 2,1014737 | |||||
| 6+тп | 0,145 | 6,8891789 | |||||
| Линия С3 | |||||||
| 20+19 | 0,75 | 9,8044254 | |||||
| 19+18 | 0,05 | 1,0458054 | |||||
| 18+17 | 0,05 | СИП | 1,4379824 | ||||
| 17+16 | 0,05 | 3*25+35 | 1,2 | 0,106 | 1,8301594 | 34,609622 | 9,1077951 |
| 16+15 | 0,05 | 2,2223364 | |||||
| 15+14 | 0,05 | 3,1537568 | |||||
| 14+тп | 0,185 | 15,115156 |
| № участка | L | F | Сопротивление провода | ΔU, В | ΔUл, В | ΔU, % | |
| r0 | x0 | ||||||
| Линия С1 | |||||||
| 25+24 | 0,05 | 0,1985981 | |||||
| 24+23 | 0,15 | СИП | 0,9532709 | ||||
| 23-22 | 0,1 | 3*70+95 | 0,443 | 0,097 | 1,681464 | 13,40357 | 3,5272554 |
| 22-21 | 0,05 | 3,169148 | |||||
| 21-тп | 0,1 | 7,4010894 | |||||
| Линия С2 | |||||||
| 30-29 | 0,1 | 0,1008439 | |||||
| 29-28 | 0,05 | 0,8212685 | |||||
| 28-27 | 0,05 | А-185 | 0,157 | 0,365 | 0,9731433 | 8,7610101 | 2,305529 |
| 27-26 | 0,05 | 1,7647676 | |||||
| 26-тп | 0,05 | 5,1009868 |
1.6 Потери энергии в электрических сетях
Потери энергии в электрических сетях состоят из потерь энергии DW в линии и в трансформаторе.
Потери энергии определяются как на стадии проектирования электрических сетей, так и при их эксплуатации. Существуют различные методы расчета нагрузочных потерь, согласно которому потери энергии определяются по нагрузке и числу часов использования максимума нагрузок.
Потери мощности в трехфазной линии:
∆Рмах= 3×I²мах×Rл (16)
Где Iмах - максимальный ток;
Rл - активное сопротивление линии.
Потери энергии определяют пользуясь понятием временных максимальных потерь t – это время в течение которого электрическая установка, работая с максимальной нагрузкой, имеет такие же потери энергии как и при работе по действительному графику нагрузок.
Для сельских электрических сетей:
t = 0,69×T макс – 584 (17)
T макс = 3500 ч – максимальное количество часов работы электрической установки
t = 0,69×3500 – 584=1831 часов
Потери энергии определяем по форм
уле:
кВт ч (18)
Расчеты снесены в таблицу 6.
Потери энергии в % определяют по формуле:
DW (%) = 
(19)
где DWС-потеря энергии в сети трансформаторной подстанции.
DWС=DWл1 + DWл2 + DWл3 + DWтп (20)
где DWтп – потери энергии в трансформаторе.
(21)
Wгод = Pmax тр · Tмах (22)
где Pmax тр – максимальная активная нагрузка на трансформаторе.
Таблица №6 Результаты расчетов
| № участка | ΔР, кВТ | ΔW, кВТ/ч | ΔWл, кВТ/ч | ΔWтп, кВТ/ч | ΔWс, кВТ/ч | ΔWгод, кВТ/ч | ΔW, % |
| Линия С1 | |||||||
| 5+4 | 116,2184 | 212,7958973 | 2699,970363 | 6492,47983 | 14014,38925 | 8,4796934 | |
| 4+3 | 200,57735 | 367,2571313 | |||||
| 3+2 | 283,67634 | 519,411386 | |||||
| 2+1 | 381,14186 | 697,8707439 | |||||
| 1+тп | 492,9739 | 902,6352049 | |||||
| Линия С2 | |||||||
| 13+12 | 5,7716506 | 10,56789229 | 1759,511794 | ||||
| 12+11 | 14,775426 | 27,05380425 | |||||
| 11+10 | 27,934789 | 51,14859867 | |||||
| 10+9 | 45,249741 | 82,85227553 | |||||
| 9+8 | 200,16084 | 366,4945045 | |||||
| 8+7 | 92,34641 | 169,0862766 | |||||
| 7+6 | 122,12813 | 223,6166008 | |||||
| 6+тп | 452,58976 | 828,6918416 | |||||
| Линия С3 | |||||||
| 20+19 | 119,68861 | 219,1498401 | 3062,427259 | ||||
| 19+18 | 20,426856 | 37,4015727 | |||||
| 18+17 | 38,619524 | 70,71234839 | |||||
| 17+16 | 62,557245 | 114,5423164 | |||||
| 16+15 | 92,24002 | 168,8914767 | |||||
| 15+14 | 185,76171 | 340,129683 | |||||
| 14+тп | 1153,2496 | 2111,600021 |
| № участка | ΔР, кВТ | ΔW, кВТ/ч | ΔWл, кВТ/ч | ΔWтп, кВТ/ч | ΔWс, кВТ/ч | ΔWгод, кВТ/ч | ΔW, % |
| Линия С1 | |||||||
| 25+24 | 2,9456696 | 5,393521064 | 266,0084589 | 13110,7908 | 19217,32778 | 3,924707 | |
| 24+23 | 22,622743 | 41,42224177 | |||||
| 23-22 | 28,514082 | 52,20928389 | |||||
| 22-21 | 23,09405 | 42,28520514 | |||||
| 21-тп | 68,103881 | 124,698207 | |||||
| Линия С2 | |||||||
| 30-29 | 158,71516 | 290,6074548 | 5840,528504 | ||||
| 29-28 | 177,71528 | 325,3966867 | |||||
| 28-27 | 254,26962 | 465,567673 | |||||
| 27-26 | 635,56692 | 1163,723023 | |||||
| 26-тп | 1963,5356 | 3595,233667 |
2 ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ РАЙОНА