Электроснабжение населенного пункта Горны (стр. 7 из 10)

(7.5)

где Sp – расчетная мощность участка сети, кВА;

l – длина участка, км;

Uн – номинальное напряжение на участке, кВ;

r0, x0 – соответственно, удельные активное и индуктивное сопротивления провода, Ом/км, принимаются по таблице приложений 1 и 15 для среднегеометрического расстояния между проводами 1000мм;

Потеря напряжения на участке сети в процентах определяется по следующей формуле:

(7.6)

Участок 8-7:

Аналогичным образом рассчитываем потери напряжения на остальных участках линии. Результаты расчетов сводим в таблицу 7.4.

Падения напряжения проверяем до населенного пункта Забелишины. В нашем случае этим участком является ИП-6 . Падение напряжение для этого участка будет определяется следующим образом:

Получаем:

%

Проверяем условие DUдоп

,

Где DUдоп – потеря напряжения в сети 10 кВ (таблица 3.2), DUдоп = 6 %.

Так как условие 6 > 4,75 и 6>5,89выполняется, делаем вывод, что сечения и марки проводов выбраны верно.

Таблица 6.4

Номер участка	Длина участка ℓуч, км	Расчётная дневная нагрузка Рр.д., кВт	Расчётная вечерняя нагрузка Рр.в., кВт	cosφд	cosφв	Полная мощность Sуч.д., кВА	Полная мощность Sуч.в., кВА	Эквивалентная нагрузка Sэ.д., кВА	Эквивалентная нагрузка Sэ.в., кВА	Марка и сечение проводов	Сопротивление проводов		Потеря напряжения ∆Uуч.д., В	Потеря напряжения ∆Uуч.в., В	Потеря напряжения ∆U%уч.д.	Потеря напряжения ∆U%уч.в.
																	Актив-ное rо, Ом/км	Реактив-ное хо, Ом/км
											8-7	5							30	50	0,84	0,81	35,71	61,73	25	43,21	3АС35	0,773	0,366	14,85	25,41	0,15	0,25
											7-6	4							94	116,5	0,86	0,83	109,3	140,36	76,51	98,25	3АС35	0,773	0,366	36,56	46,54	0,37	0,47
											6-3	6,6							131,4	406,5	0,92	0,92	142,83	441,85	99,98	309,29	3АС120	0,245	0,292	32,04	99,1	0,32	0,99
											5-4	6,4					210	100	0,84	0,81	250	123,46	175	86,42	3АС35	0,773	0,366	133,06	65,04	1,33	0,65
10-9	2,6	50	80	0,86	0,83	58,14	95,39	40,70	67,47	3АС35	0,773	0,366	12,64	20,77	0,13	0,21
9-4	6,8	116,5	355	0,88	0,84	132,39	422,62	92,67	295,83	3АС35	0,773	0,366	75,6	238,99	0,76	2,39
4-3	6,4	340	504	0,84	0,81	404,76	622,22	283,33	435,56	3АС35	0,773	0,366	215,43	327,8	2,15	3,28
3-1	5,6	758,4	868	0,8	0,76	948	1142,11	663,6	799,47	3АС120	0,245	0,292	197,06	240,47	1,97	2,20
2-1	5	70	80	0,82	0,78	85,37	102,56	59,76	71,79	3АС95	0,299	0,332	35,25	41,70	0,36	0,42
ип-1	6,4	884,9	1017,5	0,84	0,81	1053,45	1256,17	737,42	879,32	3АС120	0,245	0,292	245,57	297,21	2,46	2,7

8. Определение потерь электрической энергии

8.1 Определение потерь электрической энергии в сетях 0.38кВ

Потери электрической энергии определяются по следующей формуле:

(8.1)

Где r0 – удельное электрическое сопротивление проводов, Ом/км;

l – длина участка, км;

Imax – максимальное значение тока на участке, А:

(8.2)

t - время максимальных потерь, ч.

Время максимальных потерь зависит от времени использования максимальной нагрузки T для сельскохозяйственных потребителей (определяется по таблице 3,8 [3]). Из задания: при годовом потреблении электрической энергии W =1350 кВт.ч – T = 1300 ч. По графику 5.5 [3] определяем t = 565 ч. ТП2 (Фидер 1) Участок 10-12:

Аналогичным образом рассчитываем потери электрической энергии на других участках линии. Полученные данные сводим в таблицы 8.1 и 8,2.

8.2 Определение годовых потерь электрической энергии в трансформаторе

Потери электроэнергии в трансформаторе определяются по следующей формуле: