Розрахунок сумарної потужності заданого населеного пункту
При розрахунку сумарної потужності споживачів електроенергії розділяють на групи (окремо для денного та вечірнього максимумів). У групи входять споживачі одного характеру, потужність яких не відрізняється більше ніж у чотири рази.
В окремих групах потужності підсумовуються за допомогою коефіцієнта одночасності:
,
Потужність денного максимуму та вечірнього максимуму:
Група № 1
Житлові будинки - 40 будинків, ( 
)
1=0,29*(40*4,1)=47,6 кВт
1=0,29*(40*7)=81,2кВт
Група № 2
Житлові будинки - 40 будинків, ( 
)
2=0,29*(40*4,1)=47,6 кВт
3=0,29*(40*7)=81,2кВт
Група № 3
Житлові будинки - 20 будинків, магазин – 1 шт., лазня – 1 шт., школа – 1шт. адмін..споруда– 2шт. ( 
)
кВт
кВт
Група №4
Житлові будинки - 30 будинків, ( 
)
4=0,29*(30*4,1)=35,6 кВт
4=0,29*(30*7)=60,9кВт
Група № 5
Ферма ВРХ, овочесховище, склад КДУ-2,
( 
)
кВт
кВт
Група № 6
Свиноферма, зерносховище, майстерня тракторів, майстерня автомобілів.
( 
)
кВт
кВт
Потужність груп підсумовують за допомогою добавок
де Рmax - більша потужність;
DР(Рmin) - добавка від меншої потужності.
У вечірнє навантаження також включається навантаження вуличного та зовнішнього освітлення.
Освітлення вулиць з житловими будинками визначається по формулі:
де Рв.о. - навантаження вуличного освітлення, кВт;
Рв.н. - норма вуличного освітлення , Вт/м;
Lв - загальна довжина вулиць, м.
= 16,5 кВт
Навантаження зовнішнього освітлення Рз.о., (території ферм, господарчих дворів Lпер=5000 м) обчислюють з розрахунку 250 Вт на одне приміщення і 3 Вт на один метр довжини периметра території.
Рз.о.=(250·Nпр.+3·Lпер.)·10-3,
де Nпр. - кількість приміщень, шт.;
Lпер. - довжина периметра території, м.
Рз.о.=(250·7+3·5000)·10-3=16,5 кВт.
Навантаження вуличного та зовнішнього освітлення підсумовують з коефіцієнтом одночасності Ко=1 і включають в вечірній максимум з коефіцієнтом участі, який дорівнює одиниці.
Сумарна потужність груп денного максимуму
=47,6(28)+47,6(28)+38,4(25)+35,6(23)+128+123(85)=317 кВт
Сумарна потужність груп вечірнього максимуму:
=81,2(56,8)+81,2(56,8)+48,7(28,6)+
+60,9(42)+114+69,3(47,5)+16,5=361кВт
Отримані дані записуємо в таблицю 4.
Таблиця 4. Потужність групи
| Номер групи | Рд, кВт | Рв, кВт | |
| 47,6 | 81,2 | ||
| 47,6 | 81,2 | ||
| 38,4 | 48,7 | ||
| 35,6 | 60,9 | ||
| 69,3 | |||
| Населеного пункту | |||
Електричний розрахунок мережі 10 кВ.
Розрахунок лінії 10 кВ включає в себе: знаходження розрахункових навантажень існуючих трансформаторних підстанцій 10/0,4 кВ; підрахунок електричних навантажень на ділянках лінії 10 кВ; вибір перетинів проводів ліній 10 кВ.
Розрахункові навантаження Рр існуючих підстанцій 10/0,4 кВ на розрахунковий рік знаходять по формулі
де Рм - максимальне існуюче навантаження ТП, кВт (згідно завдання);
Кн - коефіцієнт зростання навантаження, змінюється залежно від виду споживачів(див. табл. 5).
Таблиця 5. Коефіцієнт зростання навантаження
| Вид споживачів | Розрахунковий рік | ||
| 7 | |||
| Виробничі Змішані Комунально-побутові | 1,3 1,3 1,2 | 1,4 1,4 1,3 | 2,1 2,0 1,8 |
Знайдені розрахункові навантаження записуються в таблицю де навантаження існуючих ТП визначено множенням розрахункового навантаження на коефіцієнт участі його в денному Кд та вечірньому Kв максимумах (для виробничих споживачів Кд=1; Кв=0,6; для комунально-побутових споживачів - Kд=0,3...0,4, Кв=1, для змішаних споживачів - Кд=Кв=1,0).
Коефіцієнт зростання навантаження вибираю на 7 розрахункових років.
Таблиця 6. Розрахункові навантаження ТП-10/0,4 кВт
| № ТП | Pм , кВт. | Вид навантаження | Рр=Кн·Рм, кВт. | Pд=Kд·Pр, кВт. | Pв=Kв·Pр, кВт. |
| 1. | Комунальне | ||||
| 2. | Комунальне | ||||
| 3. | Комунальне | ||||
| 4. | Змішане | ||||
| 5. | - | Змішане | - | ||
| 6. | Комунальне | ||||
| 7. | Комунальне |
Для точки приєднання заданого населеного пункту до лінії 10 кВ у таблицю записуються сумарні розрахункові навантаження одержані раніше.
Підрахунок електричних навантажень на ділянках лінії 10 кВ починають з кінця лінії, підсумовуючи навантаження ТП по денному та вечірньому максимумах (окремо по добавках) беручи дані з таблиць .
На кожній ділянці лінії необхідно знайти виробниче навантаження Рвир, яке включає в денний час навантаження ТП з виробничим і змішаним видом споживачів, і вечірній час тільки навантаження ТП з виробничим видом, та загальне навантаження Рзаг, яке включає навантаження всіх ТП.
Розрахунки навантажень лінії 10кВ виконуємо таблицею (таблиця 7).
Переріз проводів лінії 10 кВ вибираємо по мінімуму приведених затрат
(з використанням економічних інтервалів потужностей) залежно від еквівалентної потужності Sе на ділянці лінії.
| 46 65 |
| К |
| 4 |
| 5 |
| 3 |
| 1 |
| 2 |
| 6 |
| Шини 10 кВ |
| 7 |
| 0 |
| РТП 35/10 |
 317
361
|
| 56 56 |
| 40 130 |
| 56 182 |
| 31 104 |
| К |
| 3 |
| 37 123 |
| З |
| К |
| К |
| К |
Рис. 2 Схема розподільчої мережі 10 кВ з навантаженнями.
Таблиця 7. Розрахунок навантажень лінії 10 кВ.
| Ділянка | Вид навантаження | Навантаження | |||||||
| Денне, кВт | Вечірнє, кВт | ||||||||
| Рд б | Рд м | DР(Рдм) | Рд | Рвб | Рвм | DР(Рвм) | Рв | ||
| 6-7 | Рвир | - | - | - | - | - | - | - | - |
| Рзаг | 20 | - | - | 20 | 65 | - | - | 65 | |
| 2-6 | Рвир | 37 | - | - | 37 | 123 | - | - | 123 |
| Рзаг | 37 | 20 | +13 | 50 | 65 | 123 | +106 | 171 | |
| 4-5 | Рвир | 317 | - | - | 317 | - | - | - | - |
| Рзаг | 317 | 50 | +36 | 353 | 361 | 171 | +153 | 514 | |
| 3-4 | Рвир | - | - | - | - | - | - | - | - |
| Рзаг | 353 | 56 | +39 | 392 | 514 | 56 | +39 | 553 | |
| 2-3 | Рвир | 40 | - | - | 40 | 130 | - | - | 130 |
| Рзаг | 392 | 40 | +28 | 420 | 553 | 130 | +98 | 651 | |
| 1-2 | Рвир | 56 | - | - | 56 | 182 | - | - | 182 |
| Рзаг | 420 | 40/37 | +28/+24 | 448 | 651 | 130/123 | 112/106 | 767 | |
| 0-1 | Рвир | - | - | - | - | - | - | - | - |
| Рзаг | 448 | 31 | +21 | 469 | 767 | 104 | +77 | 844 |
Еквівалентна потужність ділянки лінії 10 кВ
де Smax - максимальна потужність ділянки лінії (найбільша з розрахункових навантажень денного Sд або вечірнього Sв максимумів), кВА;
Кд - коефіцієнт який враховує динаміку зростання навантаження (для сільських мереж рекомендується 0,7).
Розрахункове денне Sд та вечірнє Sв навантаження знаходять виходячи з загального денного Рд та вечірнього Рв навантажень і коефіцієнта потужностей [5 c16 рис.3] користуючись формулою:
.
Таблиця 8. Розрахунки по вибору перетинів проводів лінії 10 кВ
| Ділянка | Денне навантаження | Вечірнє навантаження | Sм , кВА | Sе , кВА | Провід | Втрата напруги % | |||||
| Рвир/Рзаг | cosj | Sд, | Рвир/Рзаг | cosj | Sв, | DUі/åDUі | |||||
| 6-7 | 0,9 | - | 0,82 | А35 | 0,18 | 1,13 | |||||
| 2-6 | 0,7 | - | 0,75 | 89,6 | А35 | 0,2 | 0,95 | ||||
| 4-5 | 0,8 | - | 0,83 | А35 | 0,3 | 1,81 | |||||
| 3-4 | 0,9 | - | 0,92 | А35 | 0,33 | 1,51 | |||||
| 2-3 | 0,83 | 0,7 | - | 0,75 | А35 | 0,43 | 1,18 | ||||
| 1-2 | 0,83 | 0,7 | - | 0,75 | А50 | 0,4 | 0,75 | ||||
| 0-1 | 0,9 | - | 0,92 | А50 | 0,35 | 0,35 |
Перевірка проводів лінії 10 кВ на допустиму втрату напруги.
Переріз проводів лінії 10 кВ, які вибрані за допомогою економічних інтервалів потужностей, потрібно перевірити на допустиму втрату напруги. При цьому фактична втрата напруги до найвіддаленішої точки у мережі не повинна перевищувати допустиму, ∑DUі<Uдоп.
Фактична втрата напруги на і - тій ділянці лінії (%)
.
де Рі - розрахункова активна потужність ділянки лінії, Вт;
Pi – (max Pд, Pв з табл. 6);
Qі - розрахункова реактивна потужність ділянки лінії, вар;
;
rі - активний опір ділянки лінії, Ом;
,
де Lі - довжина ділянки лінії, км;
r0і - питомий активний опір провода і- тої ділянки лінії, Ом/км;
хі - реактивний опір ділянки лінії, Ом;
,
де х0і - питомий реактивний опір провода і-тої ділянки лінії, Ом/км.
Для наближених розрахунків повітряних мереж, виконаних проводами з кольорових металів, для ліній напругою 6, 10, 20, 35 кВ можна прийняти x0=0,4 Ом/км.
Для визначення втрат на кожній ділянці складаємо допоміжну таблицю, де записуємо значення опорів та довжин ділянок.
Фактичну напругу будь якого споживача визначають як суму втрат напруги на окремих ділянках
У загальному випадку фактичну втрату напруги потрібно знаходити по денному та вечірньому максимумах навантажень окремо. Але в деяких випадках можна оцінити, при якому навантаженні (денному чи вечірньому) буде мати місце більша втрата.
Для визначення допустимої втрати напруги в мережі складається таблиця відхилень напруги. У цій таблиці розглядають два режими: режим максимальних навантажень і режим мінімальних навантажень (100% і 25%). Відхилення напруги на шинах 10 кВ РТП у режимі максимальних навантажень становить +3%, а мінімальних навантажень становить -4%.
При складанні таблиці розглядають дві споживчі ТП, ближня та віддалена. Ближня - це ТП приєднана в безпосередній близькості до шин РТП де втрата напруги дорівнює нулю.
Допустиме відхилення напруги для найвіддаленішого споживача у нормальному режимі становить ±5%.
Для визначення допустимої втрати напруги мережі треба спочатку розглянути роботу найвіддаленішого споживача, що живиться від найвіддаленішої ТП в режимі максимального навантаження.
dU100=3-4,5+5+2,5-4-(-4)=6 %
У режимі мінімального навантаження втрата напруги в лінії 10 кВ становить 0,5%, а в мережі напругою 0,38 кВ =0%.
У режимі мінімального навантаження відхилення напруги у найвіддаленішого споживача до ТП становить:
dU25=-4-0,5+5+2,5-1=2%
У найближчої трансформаторної підстанції приймаємо
dU100=3+0+5+2,5-4-(-5)=8,5%,
dU25=-4+0+5+2,5-1=2,5%.
Таблиця 9. Розрахунок допустимої втрати напруги.