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 210000 кВА трансформаторы работают отдельно;

мощность короткого замыкания на шинах районной подстанции 100 МВА;

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)

Y_цэн = , (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, P_i = 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:

P_д = K _o, (3)

P_в= K _o , (4)

где P_д , P_в - расчетная дневная, вечерняя нагрузки на участке

линии или шинах трансформаторной подстанции, кВт;

K _o - коэффициент одновременности;

P_дi , P_вi - 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
P**, кВт	1,8	2,1	2,4	2,7	3,0	5,7	6,0

P* - наименьшая из слагаемых нагрузок, кВт;

P** - 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

S_ном.тп 1,2 S_тп.р (6)

где S_ном.тп - полная стандартная номинальная мощность трансформаторной подстанции, кВА;

S_тп.р - полная расчётная мощность трансформатора, кВА.

Активная расчетная мощность трансформаторной подстанции определяется (для каждого варианта отдельно) по следующей формуле

P_тп.р = P_д.р + P_л (7)

где P_д.р - расчётная нагрузка всех домов подключённых к данной ТП, кВт;

P_л - сумма всех потерь в линиях отходящих от данной ТП, кВт.

Полная расчётная мощность трансформатора (для каждого варианта отдельно) определяется по следующей формуле

S_тп.р = , (8)

где Cos - 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)

P_тп.р = 41,895 + 3,016 = 44,91 кВт.

Определяем полную расчётную мощность трансформаторной подстанции по формуле (8)

S_тп.р = = 49,9 кВА

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 -45^о С до 40^о 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)

P_тп.р = 42,65 + 3,453 = 46,103 кВт.

Полная расчётная мощность ТП определяется по формуле (8)

S_тп.р = = 51,2 кВА

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)

P_тп.р = 80,18 + 9,857 = 90,037 кВт

Определяем полную расчётную мощность ТП по формуле (8)

S_тп.р = = 100,04 кВА

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 -40^о С до 40^о 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

I_р.ф , (9)

По таблицам приведенным в «Правилах устройства электроустановок» (ПУЭ) производим предварительный выбор сечения неизолированного алюминиевого провода (по условию нагрева Iдл.доп 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, %/кВткм.

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;

Р_уд - удельная расчетная нагрузка жилых домов определяется по таблице 2.1.1 из [9] , кВт/квартиру.

Р_рл1 = 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 cos = 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)

0,0911200 = 109,2 кВтч/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	Ui на расчетном участке, %	Потери Мощности Pi-j кВт	Число часов Использования максимальной нагрузки Tmax i-j, час	Годовые Потери электрич. Энергии, Wi-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
РЛ1 = 0,879 кВт WЛ1 = 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	Ui на расчетном участке, %	Потери Мощности Pi-j кВт	Число часов Использования максимальной нагрузки Tmax i-j, час	Годовые потери электрич. энергии, Wi-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
РЛ2 = 0,721 кВт WЛ2 = 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
РЛ3 = 0,912 кВт WЛ3 = 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	Ui на расчетном участке, %	Потери Мощности Pi-j кВт	Число часов Использования максимальной нагрузки Tmax i-j, час	Годовые Потери Электрич. Энергии, Wi-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
РЛ4 = 0,504 кВт WЛ4 = 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
РЛ1 = 1,061 кВт WЛ1 = 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	Ui на расчетном участке, %	Потери Мощности Pi-j кВт	Число часов Использования максимальной нагрузки Tmax i-j, час	Годовые потери электрич. энергии, Wi-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
РЛ2 =0,689 кВт WЛ2 = 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
РЛ3 =1,017 кВт WЛ3 = 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	Vi на расчетном участке, %	Потери Мощности Pi-j кВт	Число часов использования максимальной нагрузки Tmax i-j, час	Годовые потери электрич. энергии, Wi-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
РЛ 4 = 0,686 кВт WЛ 4 = 725,01 кВт ч
Р1В = 6,469 кВт W1В = 7253,58 кВт ч

Таблица 9- Потери мощности и электрической энергии по

второму варианту

Номер Участка i-j	Pmax i-j КВт	Ui на расчетном участке, %	Потери Мощности Pi-j кВт	Число часов использования максимальной нагрузки Tmax i-j, час	Годовые потери электрич. энергии, Wi-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	Ui на расчетном участке, %	Потери Мощности Pi-j кВт	Число часов использования максимальной нагрузки Tmax i-j, час	Годовые потери электрич. энергии, Wi-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
РЛ1 =1,965 кВт WЛ1 = 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	Vi на расчетном участке, %	Потери Мощности Pi-j кВт	Число часов использования максимальной нагрузки Tmax i-j, час	Годовые потери электрич. энергии, Wi-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
РЛ2 = 2,607 кВт WЛ2 = 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	Vi на расчетном участке, %	Потери мощности Pi-j кВт	Число часов Использования максимальной нагрузки Tmax i-j, час	Годовые потери электрич. Энергии, Wi-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
РЛ3 = 2,699 кВт WЛ3 = 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	Vi на расчетном участке, %	Потери Мощности Pi-j кВт	Число часов использования максимальной нагрузки Tmax i-j, час	Годовые потери электрич. энергии, Wi-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
РЛ4 = 2,586 кВт WЛ4 = 3448 кВт ч
Р = 9,857 кВт W = 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 I_к⁽¹⁾ (А) для любой точки линии 0.38 кВ определяется выражением из[1]

, (20)

где U_ф- 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 = r_уд L , (22)

х = х_уд L , (23)

где r_уд - активное удельное сопротивление проводов по [3] составляет 0,625 Ом/км;

x_уд - 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 = 0,316 ² + 0,151 ² = 0,35 Ом/км

Величина однофазного тока короткого замыкания для Л1 определяется по формуле 25

I_к = 220 = 314,3 А