Электроснабжение садоводства (63423)

Посмотреть архив целиком


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)

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


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


Sном.тп  1,2  Sтп.р (6)


где Sном.тп – полная стандартная номинальная мощность трансформаторной подстанции, кВА;

Sтп.р – полная расчётная мощность трансформатора, кВА.

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


Pтп.р = Pд.р + Pл (7)


где Pд.р – расчётная нагрузка всех домов подключённых к данной ТП, кВт;

Pл – 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  - 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 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 –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 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)


Pтп.р = 80,18 + 9,857 = 90,037 кВт


Определяем полную расчётную мощность ТП по формуле (8)

Sтп.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 –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  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;

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


Случайные файлы

Файл
83646.rtf
93721.rtf
112364.rtf
16657-1.rtf
63645.rtf