ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ СЕТИ 0,38Кв — КиберПедия 

Механическое удерживание земляных масс: Механическое удерживание земляных масс на склоне обеспечивают контрфорсными сооружениями различных конструкций...

Общие условия выбора системы дренажа: Система дренажа выбирается в зависимости от характера защищаемого...

ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ СЕТИ 0,38Кв



Определим нагрузки на участках низковольтной линии, пользуясь расчетной схемой сети. Для этого производим суммирование расчетных нагрузок отдельных потребителей и групп.

Нагрузку однородных потребителей определяем по формуле (2.2), а если нагрузка смешанная – по формуле (2.5). Расчетную нагрузку уличного освещения на участках линии напряжением 380/220 В определяем по формуле (2.1).

Проведем пример расчета:

Участок 1.3-1-4

Активная нагрузка для:

дневного максимума:

кВт;

вечернего максимума:

кВт.

Коэффициент мощности на участке для:

дневного максимума:

;

вечернего максимума:

.

Полная нагрузка для:

дневного максимума:

кВ·А;

вечернего максимума:

кВ·А.

Участок 1.2-1.3

Активная нагрузка для:

дневного максимума:

кВт;

вечернего максимума:

кВт.

Коэффициент мощности на участке для:

дневного максимума:

;

вечернего максимума:

.

Полная нагрузка для:

дневного максимума:

кВ·А;

вечернего максимума:

кВ·А.

Участок 1.1-1.2

Активная нагрузка для:

дневного максимума:

кВт;

вечернего максимума:

кВт.

Коэффициент мощности на участке для:

дневного максимума:

;

вечернего максимума:

.

Полная нагрузка для:

дневного максимума:

кВ·А;

вечернего максимума:

кВ·А.

Участок КТП1-1.1

Активная нагрузка для:

дневного максимума:

кВт;

вечернего максимума:

кВт.

Коэффициент мощности на участке для:

дневного максимума:

вечернего максимума:

.

Полная нагрузка для:

дневного максимума:

кВ·А;

вечернего максимума:

кВ·А.

 

 

Аналогично производим расчет для других участков. Результаты расчетов сводим в таблицу 7.1 – для КТП1, и таблицу 7.2 – для КТП2.

 

Таблица 7.1 – Расчетная нагрузка на участках ВЛ 380/220 для КТП1

Расчет-ный учас-ток Расчетная активная нагрузка на участке, кВт Коэффициент мощности участка Расчетная полная нагрузка на участке, кВ·А Коэффи-циент одно-временности Надбавка, кВт Наруж-ное освеще-ние
кВт
1.3-1.4 2,12 7,08 0,90 0,93 2,36 7,58 - - - 0,600
1.2-1.3 3,18 10,62 0,90 0,93 3,53 11,42 0,75     0,600
1.1-1.2 4,07 13,59 0,90 0,93 4,52 14,61 0,64 - - 0,600
КТП1-1.1 5,12 17,08 0,90 0,93 5,69 18,37 0,585 - - 0,336
1.7-1.8 1,73 5,76 0,90 0,93 1,92 6,19 - - - 0,480
1.6-1.7 2,89 9,63 0,90 0,93 3,21 10,35 0,75 - - 0,600
1.5-1.6 3,82 12,75 0,90 0,93 4,24 13,71 0,64 - - 0,480
1.11-1.12 4,00 7,00 1,00 1,00 4,00 7,00 - - - 0,072
1.10-1.11 12,40 7,60 0,84 1,00 14,76 7,60 - 2,40 0,60 0,240
1.9-1.10 14,20 8,20 0,84 1,00 16,90 8,20 - 1,80 0,60 0,072
1.5-1.9 23,64 8,80 0,83 1,00 28,48 8,80 - 8,64 0,60 0,240
КТП1-1.5 25,93 17,67 0,84 0,96 30,87 18,41 - 2,29 4,92 0,648
1.15-1.16 2,12 7,08 0,90 0,93 2,36 7,58 - - - 0,588
1.14-1.15 3,18 10,62 0,90 0,93 3,53 11,42 0,75 - - 0,600
1.13-1.14 4,07 13,59 0,90 0,93 4,52 14,61 0,64 - - 0,600
КТП1-1.13 4,96 16,57 0,90 0,93 5,51 17,82 0,585 - - 0,696
                    7,452

 



Таблица 7.2 – Расчетная нагрузка на участках ВЛ 380/220 для КТП2

Расчет-ный учас-ток Расчетная активная нагрузка на участке, кВт Коэффициент мощности участка Расчетная полная нагрузка на участке, кВ·А Коэффи-циент одно-временности Надбавка, кВт Наруж-ное освеще-ние
кВт
 
2.3-2.4 4,00 4,00 1,00 1,00 4,00 4,00 - - - 0,072
2.2-2.3 8,40 8,40 1,00 1,00 8,40 8,40 - 2,40 2,40 0,240
2.1-2.2 10,80 10,80 1,00 1,00 10,80 10,80 - 2,40 2,40 0,072
КТП2-2.1 26,56 16,80 0,93 0,97 28,56 17,32 - 6,56 6,00 0,360
2.5-2.6 2,39 7,95 0,90 0,93 2,66 8,55 - - - 0,600
КТП2-2.5 3,59 11,93 0,90 0,93 3,99 12,83 0,75 - - 0,864
2.9-2.10 2,12 7,08 0,90 0,93 2,36 7,58 - - - 0,600
2.8-2.9 3,18 10,62 0,90 0,93 3,53 11,42 0,75 - - 0,600
2.7-2.8 4,07 13,59 0,90 0,93 4,52 14,61 0,64 - - 0,360
2.14-2.15 1,73 5,76 0,90 0,93 1,92 6,19 - - - 0,360
2.13-2.14 2,60 8,64 0,90 0,93 2,89 9,29 0,75 - - 0,600
2.12-2.13 3,57 11,90 0,90 0,93 3,97 12,8 0,64 - - 0,600
2.11-2.12 4,50 15,02 0,90 0,93 5,00 16,15 0,585 - - 0,600
2.7-2.11 5,20 17,36 0,90 0,93 5,78 18,67 0,53 - - 0,312
КТП2-2.7 6,95 23,21 0,90 0,93 7,72 24,96 0,75 - - 0,528
                    6,768

 

Уточним суммарную нагрузку на шинах КТП. Она получается путем суммирования расчетных нагрузок отходящих от КТП линий.

Для КТП1:

 

Так как расчетная нагрузка в вечерний максимум выше, то расчет мощности КТП ведем по вечернему максимуму.



Активная нагрузка КТП с учетом уличного освещения:

Определим значение коэффициента мощности КТП1:

 

Определяем полную расчетную мощность КТП1:

Для КТП2:

Так как расчетная нагрузка в вечерний максимум выше, то расчет мощности КТП ведем по вечернему максимуму.

Активная нагрузка КТП с учетом уличного освещения:

Определим значение коэффициента мощности КТП2:

 

Определяем полную расчетную мощность КТП1:

По полной мощности КТП1 и КТП2 выбираем из приложения 6[1] мощность и тип трансформатора. Выбираем одинаковый трансформатор для КТП1 и КТП 2. Данные трансформатора заносим в таблицу 7.3.

Таблица 7.3 – Технические данные трансформатора

Тип трансформатора Номинальная мощность Сочетание напряжений Схема и группа соединения обмоток Потери Напряжение КЗ, % Ток ХХ Сопротивлние zк трансформатора, приведенное к напряжению 0,4 кВ Ом
ВН НН ХХ КЗ Прямой последова-тельности При однофазном КЗ
Ур. А Ур. Б
ТМ 0,4 У/Ун -0 4,5 2,8 0,115 1,237

 

Для прокладки трасс воздушных линий 0,38 кВ применяем самонесущие изолированные провода марки СИП-4. Производим выбор сечения проводов линии 0,38 кВ по нагреву.

Определяем расчетный ток нагрузки на участках:

Для участка 1.3-1.4:

По расчетному току нагрузки ориентировочно определяем табличное значение сечения проводника Fтабл и соответствующую ему величину табличного тока Iтабл.

Расчетному току на участке 1.3-1.4 соответствуют Iтабл=Iдоп=70 А и сечение провода СИП-4х16. Допустимый ток нагрузки проводов указан при температуре окружающей среды 25˚С, скорости ветра 0,6 м/с и интенсивностью солнечной радиации 1000 Вт/м2.

Аналогично рассчитываем остальные участки и остальные фидеры, и результаты расчетов сводим в таблицу 7.3 для КТП1, и в таблицу 7.4 для КТП2.

Таблица 7.4 - Предварительное определение сечения проводов на участках линий, отходящих от КТП1.

Номер участка Расчетный ток участка , А Табличное значение Марка и сечение проводов СИП-4 Доп. ток односек. КЗ, кА
1.3-1.4 11,57 4х16 1,0
1.2-1.3 17,35 4х16 1,0
1.1-1.2 22,20 4х16 1,0
КТП1-1.1 27,90 4х16 1,0
1.7-1.8 9,41 4х16 1,0
1.6-1.7 15,73 4х16 1,0
1.5-1.6 20,54 4х16 1,0
1.11-1.12 10,64 4х16 1,0
1.10-1.11 11,54 4х16 1,0
1.9-1.10 12,46 4х16 1,0
1.5-1.9 13,37 4х16 1,0
КТП1-1.5 27,97 4х16 1,0
1.15-1.16 11,57 4х16 1,0
1.14-1.15 17,35 4х16 1,0
1.13-1.14 22,20 4х16 1,0
КТП1-1.13 27,07 4х16 1,0

 

Таблица 7.5 - Предварительное определение сечения проводов на участках линий, отходящих от КТП2.

Номер участка Расчетный ток участка , А Табличное значение Марка и сечение проводов СИП-4 Доп. ток односек. КЗ, кА
2.3-2.4 6,08 4х16 1,0
2.2-2.3 12,76 4х16 1,0
2.1-2.2 16,41 4х16 1,0
КТП2-2.1 41,60 4х16 1,0
2.5-2.6 12,99 4х16 1,0
КТП2-2.5 19,49 4х16 1,0
2.9-2.10 11,57 4х16 1,0
2.8-2.9 17,35 4х16 1,0
2.7-2.8 22,20 4х16 1,0
2.14-2.15 9,41 4х16 1,0
2.13-2.14 14,12 4х16 1,0
2.12-2.13 19,44 4х16 1,0
2.11-2.12 24,54 4х16 1,0
2.7-2.11 28,36 4х16 1,0
КТП2-2.7 37,92 4х16 1,0

 

Согласно ТКП-385-2012 по условиям механической прочности минимально допустимое сечение СИП на магистралях и линейных ответвлениях во 2 районе по гололеду должно быть 35 мм2.

Таблица 7.6 - Предварительное определение сечения проводов на участках линий, отходящих от КТП1 с учетом механической прочности

Номер участка Расчетный ток участка , А Табличное значение Марка и сечение проводов СИП-4 Доп. ток односек. КЗ, кА
1.3-1.4 11,57 4х35 2,3
1.2-1.3 17,35 4х35 2,3
1.1-1.2 22,20 4х35 2,3
КТП1-1.1 27,90 4х35 2,3
1.7-1.8 9,41 4х35 2,3
1.6-1.7 15,73 4х35 2,3
1.5-1.6 20,54 4х35 2,3
1.11-1.12 10,64 4х35 2,3
1.10-1.11 11,54 4х35 2,3
1.9-1.10 12,46 4х35 2,3
1.5-1.9 13,37 4х35 2,3
КТП1-1.5 27,97 4х35 2,3
1.15-1.16 11,57 4х35 2,3
1.14-1.15 17,35 4х35 2,3
1.13-1.14 22,20 4х35 2,3
КТП1-1.13 27,07 4х35 2,3

 

Таблица 7.7 - Предварительное определение сечения проводов на участках линий, отходящих от КТП2 с учетом механической прочности

Номер участка Расчетный ток участка , А Табличное значение Марка и сечение проводов СИП-4 Доп. ток односек. КЗ, кА
2.3-2.4 6,08 4х35 2,3
2.2-2.3 12,76 4х35 2,3
2.1-2.2 16,41 4х35 2,3
КТП2-2.1 41,60 4х35 2,3
2.5-2.6 12,99 4х35 2,3
КТП2-2.5 19,49 4х35 2,3
2.9-2.10 11,57 4х35 2,3
2.8-2.9 17,35 4х35 2,3
2.7-2.8 22,20 4х35 2,3
2.14-2.15 9,41 4х35 2,3
2.13-2.14 14,12 4х35 2,3
2.12-2.13 19,44 4х35 2,3
2.11-2.12 24,54 4х35 2,3
2.7-2.11 28,36 4х35 2,3
КТП2-2.7 37,92 4х35 2,3

 

 

Определим потери напряжения на участках линии по формуле:

Аналогично определяем потери напряжения на остальных участках, и результаты сводим в таблицу 7.8 для КТП1 и в таблицу 7.9 для КТП2.

Для прокладки трасс воздушных линий принимаем провод марки СИП4х35+1х25.

 

Таблица 7.8 - Выбор проводов по участкам ВЛ 380/220 В, отходящих от КТП1

Участок Активная мощность, кВт Расчетный ток, А Длина участка, км Окончательный расчет
Марка и сечение провода СИП-4 Допустимый ток нагрузки, А Активное сопротивление Ом/км Индуктивное сопротивление, Ом/км Потери напряжение на участке,% Потери напряжение от начала линии,%
1.3-1.4 7,08 0,93 0,37 11,57 0,100 4х35+1х25 0,868 0,087 0,44 2,55
1.2-1.3 10,62 0,93 0,37 17,35 0,100 4х35+1х25 0,868 0,087 0,66 2,11
1.1-1.2 13,59 0,93 0,37 22,20 0,100 4х35+1х25 0,868 0,087 0,85 1,45
КТП1-1.1 17,08 0,93 0,37 27,90 0,056 4х35+1х25 0,868 0,087 0,60 0,60
1.7-1.8 5,76 0,93 0,37 9,41 0,080 4х35+1х25 0,868 0,087 0,29 2,71
1.6-1.7 9,63 0,93 0,37 15,73 0,100 4х35+1х25 0,868 0,087 0,60 2,42
1.5-1.6 12,75 0,93 0,37 20,54 0,080 4х35+1х25 0,868 0,087 0,64 1,82
1.11-1.12 7,00 1,00 0,00 10,64 0,012 4х35+1х25 0,868 0,087 0,05 1,68
1.10-1.11 7,60 1,00 0,00 11,54 0,040 4х35+1х25 0,868 0,087 0,18 1,63
1.9-1.10 8,20 1,00 0,00 12,46 0,012 4х35+1х25 0,868 0,087 0,06 1,45
1.5-1.9 8,80 1,00 0,00 13,37 0,040 4х35+1х25 0,868 0,087 0,21 1,39
КТП1-1.5 17,67 0,96 0,28 27,97 0,108 4х35+1х25 0,868 0,087 1,18 1,18
1.15-1.16 7,08 0,93 0,37 11,57 0,098 4х35+1х25 0,868 0,087 0,43 3,14
1.14-1.15 10,62 0,93 0,37 17,35 0,100 4х35+1х25 0,868 0,087 0,66 2,71
1.13-1.14 13,59 0,93 0,37 22,20 0,100 4х35+1х25 0,868 0,087 0,85 2,05
КТП1-1.13 16,57 0,93 0,37 27,07 0,116 4х35+1х25 0,868 0,087 1,20 1,20

 

Потери напряжения на участках не выходят за допустимые пределы, следовательно провод выбран правильно.

 

Таблица 7.9 - Выбор проводов по участкам ВЛ 380/220 В, отходящих от КТП2

Участок Активная мощность, кВт Расчетный ток, А Длина участка, км Окончательный расчет
Марка и сечение провода СИП-4 Допустимый ток нагрузки, А Активное сопротивление Ом/км Индуктивное сопротивление, Ом/км Потери напряжение на участке,% Потери напряжение от начала линии,%
2.3-2.4 4,00 1,00 0,00 6,08 0,012 4х35+1х25 0,868 0,087 0,03 0,93
2.2-2.3 8,40 1,00 0,00 12,76 0,040 4х35+1х25 0,868 0,087 0,20 0,90
2.1-2.2 10,80 1,00 0,00 16,41 0,012 4х35+1х25 0,868 0,087 0,08 0,70
КТП2-2.1 16,80 0,97 0,24 41,60 0,060 4х35+1х25 0,868 0,087 0,62 0,62
2.5-2.6 7,95 0,93 0,37 12,99 0,100 4х35+1х25 0,868 0,087 0,50 1,57
КТП2-2.5 11,93 0,93 0,37 19,49 0,144 4х35+1х25 0,868 0,087 1,07 1,07
2.9-2.10 7,08 0,93 0,37 11,57 0,100 4х35+1х25 0,868 0,087 0,44 2,89
2.8-2.9 10,62 0,93 0,37 17,35 0,100 4х35+1х25 0,868 0,087 0,66 2,45
2.7-2.8 13,59 0,93 0,37 22,20 0,060 4х35+1х25 0,868 0,087 0,51 1,79
2.14-2.15 5,76 0,93 0,37 9,41 0,060 4х35+1х25 0,868 0,087 0,22 4,28
2.13-2.14 8,64 0,93 0,37 14,12 0,100 4х35+1х25 0,868 0,087 0,54 4,06
2.12-2.13 11,90 0,93 0,37 19,44 0,100 4х35+1х25 0,868 0,087 0,74 3,51
2.11-2.12 15,02 0,93 0,37 24,54 0,100 4х35+1х25 0,868 0,087 0,94 2,78
2.7-2.11 17,36 0,93 0,37 28,36 0,052 4х35+1х25 0,868 0,087 0,56 1,84
КТП2-2.7 23,21 0,93 0,37 37,92 0,088 4х35+1х25 0,868 0,087 1,28 1,28

 

Потери напряжения на участках не выходят за допустимые пределы, следовательно провод выбран правильно.


 

8. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ СЕТИ 10 кВ

Рис. 8.1 – Схема сети 10 кВ

Пользуясь расчетной схемой высоковольтной сети, определяем максимальные нагрузки.

Определяем средневзвешенный коэффициент мощности по формуле (2.6). Коэффициент мощности i-го потребителя определяем по номограмме (рисунок 1.5 [1]) в зависимости от соотношения Рп/Ро. Значения для населенных пунктов сводим в таблицу 8.1.

Таблица 8.1 - Значения коэффициентов мощности населенных пунктов

Номер населенного пункта
0,5 0,81 0,84
0,4 0,82 0,86
0,3 0,84 0,87
0,5 0,81 0,84
0,4 0,82 0,86
0,3 0,84 0,87
0,5 0,81 0,84
0,7 0,76 0,80

Таблица 8.1 - Продолжение

0,6 0,78 0,82
0,5 0,89 0,94

 

Расчетные нагрузки для линий 10 кВ определяем путем суммирования нагрузок подстанций 10/0,4 кВ. Если нагрузки подстанций отличаются по величине не более чем в 4 раза, суммирование проводим с учетом коэффициента одновременности (таблица 1.23[1]).

Участок 9-10:

Аналогично производим расчёт последующих участков и рассчитанные значения сводим в таблицу 8.2.

Таблица 8.2 - Расчет электрических нагрузок на участках линии 10 кВ.

Номера расчетных участков Расчетная нагрузка Коэффициент мощности на участке Надбавка, кВт Коэффициент одновременности  
активная, кВт полная,кВА  
Pd Pv Sd Sv cosd cosv dPd dPv ko  
 
9-10 69,54 89,08 78,13 94,77 0,89 0,94 - - -  
ИП-9 206,59 260,17 255,05 302,52 0,81 0,86 - - 0,90  
7-8 30,00 60,00 39,47 75,00 0,76 0,80 - - -  
2-7 200,40 284,00 250,50 342,17 0,80 0,83 20,4 -  
1-2 234,36 312,4 292,95 376,39 0,80 0,83 - 28,4 0,90  
ИП-1 262,76 348,9 328,45 419,87 0,80 0,83 28,4 36,5 -  
4-5 50,00 80,00 60,98 93,02 0,82 0,86 - - -  
3-4 236,50 139,5 291,98 164,12 0,81 0,85 36,5 - 0,90  
3-6 160,00 100,00 190,48 114,94 0,84 0,87 - - -  
ИП-3 422,03 339,58 508,47 394,86 0,83 0,86 - - 0,85  

 

Производим выбор сечения проводов линии 10 кВ. Определяем эквивалентную мощность на участках.

Аналогично определяем эквивалентную мощность на остальных участках и результаты сводим в таблицу 8.3.

В целях удобства монтажа и эксплуатации воздушной линии 10 кВ используем не более 3-4 сечений.

Толщина слоя гололёда b=5 мм. Район по гололеду II.

Выберем провода для участков линии из таблицы 2.24 [1].

Участок 9-10. Выбираем провод СИП-3 3x35.

Аналогично предварительно выбираем сечения проводов для других участков. Результаты выбора сводим в таблицу 8.3.

Пользуясь номограммой (рисунок 2.5[1]) определяем потери напряжения на участках линии 10 кВ по формуле:

где – удельное значение потерь, %/(кВ∙А∙км);

– полная мощность на участке, кВА;

– длина участка, м.

Для участка 9-10:

Аналогично рассчитываем потери напряжения на остальных участках линии. Результаты расчетов сводим в таблицу 8.3.

Потери напряжения от начала линии равны сумме потерь на последовательно соединенных участках до самого удаленного потребителя от источника питания. В нашем случае удаленными точками являются точки 5, 6, 8, 10.

На всех участках используем провод СИП-3 3x35, который соответствуют минимально допустимому сечению по механической прочности для районов 2 категории по гололеду. Падение напряжения на участке удовлетворяет требованиям, следовательно сечение подобрано верно. Результаты расчетов сводим в таблицу 8.3.

 

Таблица 8.3 - Результаты расчета сети 10 кВ

Номер участка Длина участка Суммарная расчетная мощность Коэффициент мощности Максимальная полная мощность Экономическая нагрузка Марка провода
Сечение Потери напряжения на участке
9-10 3,0 89,08 0,94 94,77 66,34 3x35 0,25
ИП-9 5,2 260,17 0,86 302,52 211,76 3x35 1,37
7-8 3,0 60,00 0,80 75,00 52,50 3x35 0,19
2-7 1,8 284,00 0,83 342,17 239,52 3x35 0,53
1-2 1,5 312,4 0,83 376,39 263,47 3x35 0,49
ИП-1 3,6 348,9 0,83 419,87 293,91 3x35 1,30
4-5 3,0 80,00 0,86 93,02 65,11 3x35 0,24
3-4 1,8 236,50 0,81 291,98 204,39 3x35 0,45
3-6 2,5 160,00 0,84 190,48 133,34 3x35 0,41
ИП-3 6,0 422,03 0,83 508,47 355,93 3x35 2,62

 


 

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ ЭНЕРГИИ

Определяем потери энергии в сетях 0,38 кВ.

(9.1)

где – полная мощность на участке, кВА;

– удельное электрическое сопротивление проводов (приложение 3[1]), Ом/км;

длина участка, км;

время максимальных потерь, ч.

В зависимости от расчетной нагрузки на участках определяем число часов использования максимальной нагрузки (таблица 1.17[1]). Полученные значения сводим в таблицу 9.1.

По графику зависимости времени потерь от времени использования максимальной нагрузки (рисунок 5.3[1]) определяем время потерь для участков.

Определяем потери энергии для участка 1.3-1.4. Так как нагрузка смешанная, то для расчетной нагрузки на участке 1.3-1.4 Р1.3-1.4=7,08 кВт соответствует интервал нагрузок Pp=до10 кВт. Годовое число использования максимума нагрузок для данного участка Тм=1300 ч. По графику для Тм=1300 ч определяем значение времени потерь τ=600 ч.

Аналогично определяем потери энергии на остальных участках линии 0,38 кВ и результаты сводим в таблицу 9.1.

 


 

Таблица 9.1 - Потери энергии в ВЛ 0,38 кВ для КТП 1

Участок Длина участка, км Расчетная нагрузка, кВт Число часов использования максимума, ч Время максимальных потерь, ч Полная мощность, кВА Марка провода Активносте сопротивлние, Ом/км Потери на участке, кВт ч
1.3-1.4 0,100 7,08 7,58 4х35+1х25 0,868 20,72
1.2-1.3 0,100 10,62 11,42 4х35+1х25 0,868 62,71
1.1-1.2 0,100 13,59 14,61 4х35+1х25 0,868 76,98
КТП1-1.1 0,056 17,08 18,37 4х35+1х25 0,868 90,87
1.7-1.8 0,080 5,76 6,19 4х35+1х25 0,868 11,07
1.6-1.7 0,100 9,63 10,35 4х35+1х25 0,868 38,63
1.5-1.6 0,080 12,75 13,71 4х35+1х25 0,868 72,32
1.11-1.12 0,012 7,00 7,00 4х35+1х25 0,868 2,12
1.10-1.11 0,040 7,60 7,60 4х35+1х25 0,868 8,33
1.9-1.10 0,012 8,20 8,20 4х35+1х25 0,868 2,90
1.5-1.9 0,040 8,80 8,80 4х35+1х25 0,868 11,18
КТП1-1.5 0,108 17,67 18,41 4х35+1х25 0,868 176,01
1.15-1.16 0,098 7,08 7,58 4х35+1х25 0,868 20,32
1.14-1.15 0,100 10,62 11,42 4х35+1х25 0,868 62,71
1.13-1.14 0,100 13,59 14,61 4х35+1х25 0,868 102,64
КТП1-1.13 0,116 16,57 17,82 4х35+1х25 0,868 177,13
Итого: 936,63

 

Таблица 9.2 - Потери энергии в ВЛ 0,38 кВ для КТП 2

Участок Длина участка, км Расчетная нагрузка, кВт Число часов использования максимума, ч Время максимальных потерь, ч Полная мощность, кВА Марка провода Активносте сопротивлние, Ом/км Потери на участке, кВт ч
2.3-2.4 0,012 4,00 4,00 4х35+1х25 0,868 0,69
2.2-2.3 0,040 8,40 8,40 4х35+1х25 0,868 10,18
2.1-2.2 0,012 10,80 10,80 4х35+1х25 0,868 6,73
КТП2-2.1 0,060 16,80 17,32 4х35+1х25 0,868 86,55
2.5-2.6 0,100 7,95 8,55 4х35+1х25 0,868 26,37

 

Таблица 9.2 - Продолжение

КТП2-2.5 0,144 11,93 12,83 4х35+1х25 0,868 113,99
2.9-2.10 0,100 7,08 7,58 4х35+1х25 0,868 20,72
2.8-2.9 0,100 10,62 11,42 4х35+1х25 0,868 62,72
2.7-2.8 0,060 13,59 14,61 4х35+1х25 0,868 61,59
2.14-2.15 0,060 5,76 6,19 4х35+1х25 0,868 8,29
2.13-2.14 0,100 8,64 9,29 4х35+1х25 0,868 31,13
2.12-2.13 0,100 11,90 12,8 4х35+1х25 0,868 78,79
2.11-2.12 0,100 15,02 16,15 4х35+1х25 0,868 125,43
2.7-2.11 0,052 17,36 18,67 4х35+1х25 0,868 87,16
КТП2-2.7 0,088 23,21 24,96 4х35+1х25 0,868 378,99
              Итого: 1099,32

 

Далее определим потери энергии в линии 10 кВ. Расчеты ведем аналогично расчетам для линии 0,38 кВ.

Таблица 9.3 Потери энергии в ВЛ 10 кВ

Участок Длина участка, км Расчетная нагрузка, кВт Число часов использования максимума, ч Время максимальных потерь, ч Полная мощность, кВА Марка провода Активносте сопротивлние, Ом/км Потери на участке, кВт ч
9-10 3,0 89,08 94,77 3x35 0,466 179,55
ИП-9 5,2 260,17 302,52 3x35 0,466 4182,53
7-8 3,0 60,00 75,00 3x35 0,466 112,45
2-7 1,8 284,00 342,17 3x35 0,466 1852,18
1-2 1,5 312,4 376,39 3x35 0,466 1867,65
ИП-1 3,6 348,9 419,87 3x35 0,466 5577,76
4-5 3,0 80,00 93,02 3x35 0,466 172,98
3-4 1,8 236,50 291,98 <




Механическое удерживание земляных масс: Механическое удерживание земляных масс на склоне обеспечивают контрфорсными сооружениями различных конструкций...

Организация стока поверхностных вод: Наибольшее количество влаги на земном шаре испаряется с поверхности морей и океанов (88‰)...

Кормораздатчик мобильный электрифицированный: схема и процесс работы устройства...

Общие условия выбора системы дренажа: Система дренажа выбирается в зависимости от характера защищаемого...



© cyberpedia.su 2017 - Не является автором материалов. Исключительное право сохранено за автором текста.
Если вы не хотите, чтобы данный материал был у нас на сайте, перейдите по ссылке: Нарушение авторских прав

0.068 с.