3. Расчёт электрических нагрузок населённого пункта
Расчёт нагрузки, потребляемой жилыми домами, рассчитывается методом коэффициента одновремённости по формулам
(3.1)
(3.2)
где n – количество домов;
ко – коэффициент одновремённости;
Р – активная мощность одного дома, кВт;
Q – реактивная мощность одного дома, квар.
По формулам (3.1) и (3.2) рассчитываются активные и реактивные нагрузки для дневного и вечернего максимумов
Pд=0,26×96×0,7=17,471 кВт,
Qд=0,26×96×0,32=7,987 кВАр,
Pв=0,26×96×2=49,92 кВт,
Qв=0,26×96×0,75=18,719 кВАр.
Для освещения улицы в тёмное время суток принимаются светильники марки СЗПР-250 с лампами типа ДРЛ без компенсации реактивной мощности (cos(φ)=0,7).
Мощность уличного освещения определяется по формулам
(3.3)
(3.4)
где Руд – удельная активная мощность, Вт/м;
L – длина улицы, м;
tgφ – коэффициент реактивной мощности.
Pу.о.=5,5×1440×10-3=7,919 кВт,
Qу.о.=7,92×1,02=8,08 кВАр.
Для освещения хозяйственных построек в тёмное время суток принимаются светильники с лампами накаливания (cosφ = 0,95), согласно примечанию 5 табл.2 [1] расчётная нагрузка принимается из расчёта 3 Вт на погонный метр периметра хозяйственного двора.
Мощность, необходимая для освещения хозяйственных дворов определяется по формулам
(3.5)
(3.6)
Где П – периметр приусадебного участка, м;
Руд.о – удельная мощность освещения, Вт/м.
Pосв=0,26×96×3×120×10-3=8,985 кВт,
Qосв=8,985×1.02=9,165 кВАр.
Для определения расчётного вечернего максимума активной и реактивной мощностей населённого пункта с учётом нагрузок уличного освещения и освещения приусадебных участков необходимо просуммировать данные нагрузки. Так как суммируемые нагрузки различаются по величине более чем в 4 раза, то суммирование ведётся методом надбавок по формулам
(3.7);
(3.8);
Pв.с.=49,92+7,92+2,96=60,805 кВт,
Qв.с.=18,72+8,08+3,024=29,824 кВАр
Полная потребляемая мощность населённого пункта для дневного и вечернего максимумов определяется по формуле
(3.9);
4. Определение места расположения трансформаторной подстанции. Выбор конфигурации сети 0,38 кВ. Определение координат центра электрических нагрузок
Потребительские трансформаторные подстанции следует располагать в центре электрических нагрузок. Если нет возможности установить трансформаторную подстанцию в расчетном месте, то ее необходимо установить в том месте, которое максимально приближено к центру электрических нагрузок.
Координаты центра электрических нагрузок определяются по формулам
(4.1),
(4.2),
где Si – полная расчётная мощность на вводе i-го потребителя, кВА;
хi уi – координаты i-ro потребителя.
Координаты потребителей низковольтной сети заносятся в табл. 4.1
Таблица 4.1 - Координаты потребителей низковольтной сети
|
х |
417 |
385 |
135 |
496 |
391 |
191 |
500 |
261 |
|
у |
80 |
250 |
425 |
491 |
354 |
487 |
475 |
93 |
X=(15878,886+3850+7269,972+496+1564+5296,592+1802,775+200,885)/139,036= =261,507 м
Y=(3046,309+3046,309+3046,309+3046,309+3046,309+3046,309+3046,309+61,574)//139,036=328,182
Подстанция №6 переносится в вершину квадрата с координатами х=261,507 у=328,182. Конфигурация сети приведена на рисунок 4.1
Рисунок 6.1 - Конфигурация сети 0,38 кВ
5. Определение электрических нагрузок сети 0,38 кВ
Определение нагрузок производится для каждого участка сети. Если расчетные нагрузки отличаются по величине не более чем в четыре раза, то их суммирование ведется методом коэффициента одновременности, в противном случае суммирование нагрузок ведется методом надбавок по формулам:
где Рmах;Qmax – наибольшие из суммируемых нагрузок, кВт, квар;
ΔPi, Δ Qi – надбавки от i-x нагрузок, кВт, квар.
Расчёт ведётся для первого участка, остальные расчёты ведутся аналогично и результаты приведены в таблицу 5.1.
Ppд =3+0,6=3,6 кВт;
Qpд=2+0=2 кВАр;
Ppв=3+0,6=3,6 кВт;
Qpв=0+0=0 кВАр;
Таблица 5.1 - Расчёт нагрузок сети 0,38 кВ
|
Участок сети |
Рд, кВт |
Qд, квар |
Sд, кВА |
Рв, кВт |
Qв, квар |
Sв, кВА |
|
ТП-6 - 352 |
3,6 |
2 |
4,118 |
3,6 |
0 |
3,6 |
|
352 - 113 |
1 |
0 |
1 |
3 |
0 |
3 |
|
ТП-6 - 512 |
27,4 |
12 |
29,912 |
26,8 |
12 |
29,363 |
|
512 - 155 |
25 |
12 |
27,73 |
25 |
12 |
27,73 |
|
ТП-6 - 142 |
54,8 |
23,6 |
59,665 |
24,8 |
13,6 |
28,284 |
|
142 - 545 |
50 |
20 |
53,851 |
20 |
10 |
22,36 |
|
ТП-6 - 542 |
35,4 |
15,2 |
38,525 |
16,2 |
5,4 |
17,076 |
|
542 - 603 |
0,7 |
0,32 |
0,769 |
2 |
0,75 |
2,136 |
Суммирование нагрузок на ТП1-ТП6 ведётся методом надбавок или коэффициента одновремённости аналогично и результаты расчётов заносятся в таблицу 5.2
Таблица 5.2- Расчёт нагрузок на ТП
|
Номер ТП |
Рд, кВт |
Qд, квар |
Sд, кВА |
Рв, кВт |
Qв, квар |
Sв, кВА |
|
ТП1 |
245,8 |
198,6 |
316,005 |
222,2 |
176,5 |
283,769 |
|
ТП2 |
226,26 |
29,4 |
228,162 |
221,78 |
22,58 |
222,926 |
|
ТП3 |
212,6 |
164,4 |
268,749 |
144,4 |
98,1 |
174,57 |
|
ТП4 |
118,6 |
53 |
129,903 |
118,6 |
53 |
129,903 |
|
ТП5 |
371,4 |
255,8 |
450,967 |
362,3 |
249,5 |
439,899 |
|
ТП6 |
400,88 |
42,3 |
403,105 |
58,26 |
25,1 |
63,436 |
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8
