Электроснабжение населенного пункта

метки: Электроснабжение, Сельский, Поселок, Линия, Населенный, Определяться, Участок, Потеря

2.2 Определение центра электрических нагрузок

2.3 Расчет электрических нагрузок

2.4 Выбор сечения и проводов линий

2.5 Определение потерь напряжения

2.6 Определение потерь энергии

3.1 Схема замещения сети и ее преобразования

3.2 Токи трехфазного короткого замыкания

3.3 Токи двухфазного короткого замыкания

3.4 Ударные токи короткого замыкания

3.5 Расчет токов однофазного короткого замыкания

4.1 Выбор автоматических выключателей

4.2 Выбор высоковольтных предохранителей

Большое значение имеет проблема электроснабжения сельского хозяйства. От ее рационального решения в значительной степени зависит экономическая эффективность применения электроэнергии в сельском хозяйстве и в быту сельского населения. Поэтому первостепенная задача правильного электроснабжения заключается в доведении стоимости электроэнергии до минимальной. Этого следует добиваться при соблюдении всех требований, правил и норм, и прежде всего необходимого качества электроэнергии, то есть постоянства частоты и напряжения, а также надежности ее подачи.

Актуальность задачи обеспечения надежного электроснабжения значительно возросла в последние годы в связи с серьезными, не только количественными, но и качественными изменениями сельскохозяйственных потребителей электроэнергии. Особенно это связано с появлением сельскохозяйственных предприятий промышленного типа, в первую очередь животноводческих ферм.

Развитие сельскохозяйственного производства все в большей мере базируется на современных технологиях, широко использующих электрическую энергию. В связи с этим возросли требования к надежности электроснабжения сельскохозяйственных объектов, к качеству электрической энергии, к ее экономическому использованию и рациональному расходованию материальных ресурсов при сооружении систем электроснабжения. Отсюда — повышение инженеров — электриков в хозяйствах.

1.1 Исходные данные

Проект электроснабжения населенного пункта включает в себя разработку электрической сети напряжением 380 В, определение расчетных нагрузок, числа, мощности и места расположения потребительских подстанций, выбор их электрической схемы и конструктивного исполнения.

Проект ТП 35/10 кВ «Город» ИРЭС ООО «БашРЭС-Стерлитамак» ...

... на систему электроснабжения, эксплуатационные расходы, надежность работы электрооборудования. При проектировании системы электроснабжения или анализе режимов ее работы потребители электроэнергии (отдельный приемник электроэнергии, группа ... а) Конденсаторы неустойчивы к динамическим усилиям, возникающим при коротких замыканиях; б) При включении конденсаторной установки возникают большие пусковые ...

В качестве исходных данных необходим план населенного пункта, сведения о потребителях, характеризующие их расчетные нагрузки и режимы потребления электроэнергии.

Таблица 1 — Исходные данные

№ объекта	Наименование	x	y	Pдень	Pвечер
1	одноквартирный жилой дом	3	4	1,5	3,5
2	одноквартирный жилой дом	4	4	1,5	3,5
3	одноквартирный жилой дом	5	4	1,5	3,5
4	одноквартирный жилой дом	6	4	1,5	3,5
5	одноквартирный жилой дом	7	4	1,5	3,5
6	одноквартирный жилой дом	8	4	1,5	3,5
7	одноквартирный жилой дом	9	5	1,5	3,5
8	одноквартирный жилой дом	12	4	1,5	3,5
9	одноквартирный жилой дом	13	4	1,5	3,5
10	одноквартирный жилой дом	14	4	1,5	3,5
11	двухквартирный жилой дом	15	4	1,5	3,5
12	двухквартирный жилой дом	16	4	1,5	3,5
13	двухквартирный жилой дом	17	4	1,5	3,5
14	двухквартирный жилой дом	18	4	1,5	3,5
15	двухквартирный жилой дом	5	6	3,3	7,7
16	двухквартирный жилой дом	6	6	3,3	7,7
17	двухквартирный жилой дом	7	6	3,3	7,7
18	двухквартирный жилой дом	12	6	3,3	7,7
19	четырехквартирный жилой дом	13	6	6,48	15,12
20	четырехквартирный жилой дом	14	6	6,48	15,12
113	Помещение для ремонтного и откормочного молоднякана 170-180 голов	10	3	1	3
113	Помещение для ремонтного и откормочного молоднякана 170-180 голов	11	2	1	3
117	Помещение для ремонтного и откормочного молодняка с механизированной уборкой навоз на 300-330 голов	12	1	7	13
132	Кормоцех фермы КРС на 800-1000 голов	14	1	50	50
133	Молочный блок при коровнике на 3 т/сут.	13	2	15	15
181	Агрегат для приготовления травяной муки АВМ-0,65	5	8	80	80
379	Центральная ремонтная мастерская на 25 тракторов	10	6	45	25
353	Маслобойка	9	7	10	1
386	Котельная с 4 котлами «Универсал-6» для отопления и горячего водоснабжения	8	8	28	28
376	Гараж с профилакторием на 25 автомашин	7	9	30	15

По исходным данным строим план населенного пункта. (Рис.1)

1.2 Определение центра электрических нагрузок, числа трансфор-маторных подстанций

Место расположения трансформаторных подстанций определяется на практике как центр тяжести нагрузок. Электрическую нагрузку при этом рассматривают как «тяжесть», «силу», а координаты подстанции определяют по формулам:

X(Y) = ? Pi Xi (? Pi Yi) / ?P

где Xi и Yi — координаты каждого потребления,

Pi — расчетная нагрузка потребителя,

n — число потребителей.

Находим координату Y ТП1 по формуле 1.1:

Y =

Таблица 2 — координаты трансформаторной подстанции ТП1

Здания	Y	X
	Рмд	x	y	УP*y	У(УP*y)	УPмд	y	УP*X	У(УP*X)	УPмд	X
113	1	10	3	3	1252	267	4,7	10	2010	267	7,5
113	1	11	2	6				33
117	7	12	1	7				84
132	50	14	1	50				700
133	15	13	2	30				195
181	80	5	8	640				400
379	45	10	6	150				250
353	10	9	7	7				9
386	28	8	8	224				224
376	30	7	9	135				105

Исходя из расчетов принимаем Х=7,5, Y=5,5

Исходя из расчетов принимаем Х=10,81, Y=4,84

Когда суммарная расчетная нагрузка одного из максимумов существенно отличается от нагрузки другого, координаты определяют по тем нагрузкам каждого потребителя, которые обеспечили наибольшую суммарную, в данном случае координаты определяли по суммарной расчетной дневного максимума ТП1 и нагрузке вечернего максимума ТП2.

Таблица 3 — координаты трансформаторной подстанции ТП2

здания	Y	X
x	y	Pмд	Рмв	УP•y	У(УP•y)	УPмв	y	УP•X	У(УP•X)	УPмд	X
3	4	1,5	3,5	14	565,74	110,04	4,84	10,5	1153,74	110,04	10,81
4	4	1,5	3,5	14				14
5	4	1,5	3,5	14				17,5
6	4	1,5	3,5	14				21
7	4	1,5	3,5	14				24,5
8	4	1,5	3,5	14				28
9	5	1,5	3,5	17,5				31,5
12	4	1,5	3,5	14				42
13	4	1,5	3,5	14				45,5
14	4	1,5	3,5	14				49
15	4	2,25	5,25	21				78,75
16	4	2,25	5,25	21				84
17	4	2,25	5,25	21				89,25
18	4	2,25	5,25	21				94,5
5	6	2,25	5,25	31,5				26,25
6	6	2,25	5,25	31,5				31,5
7	6	2,25	5,25	31,5				36,75
12	6	2,25	5,25	31,5				63
13	6	3,6	8,4	50,4				109,2
14	6	3,6	8,4	50,4				117,6

1.3 Расчёт электрических нагрузок в сетях 0.38 кВ

Расчёт электрических нагрузок производится суммированием нагрузок на вводе или на участках сети с учётом коэффициентов одновремённости отдельно для дневного и вечернего максимумов нагрузки.

Расчётная вечерняя и дневная нагрузки на участке линии или на шинах трансформаторной подстанции находятся по формуле:

Р=Ко•Рj,кВт.

Рв=Ко•Рвj,кВт

Где:

Ко — коэффициент одновременности, который принимается в зависимости от уровня напряжения сети по таблицам 4.1-4.3[10].

Рдj,Рвj — дневной и вечерний максимумы нагрузок j го потребителя или j го участка сети.

Если нагрузки однородных потребителей отличаются по величине более чем в четыре раза, то суммирование их производится не с помощью коэффициента одновременности, а пользуясь таблицами 4.4-4.5. [10].

Расчётная вечерняя и дневная нагрузки по участкам линии или на шинах трансформаторной подстанции в таком случае будут находится по формуле:

Р = Р + Р

Где:

Р — расчётная активная нагрузка, кВт.

Р — большая из слагаемых нагрузок, кВт.

Р — добавка к большей слагаемой нагрузке, кВт.

Также для определения мощности подстанции необходимо учитывать нагрузку уличного освещения.

Из за большого количества однотипных расчётов, расчёт произведён в электронной таблице Microsoft Excel. Пример расчёта приведён для линии 2, ТП №1. Расчётная схема линии приведена на рисунке 1. Результаты расчёта приведены в таблицах.

Так как все потребители производственные расчёт ведется для дневной и вечерней нагрузки.

участок 1 — 3: Рд = 80 кВт;

участок 2-

участок 3-

участок 4-

участок 5-

Рд = 80+17,7+19+6+31,2 = 153,9 кВт;

Так как нагрузки одноимённых потребителей

Определяем полную мощность S, этого же участка по формуле:

cos принимаем как для ТП с коммунально — бытовой нагрузкой, cos=0.92 [10].

участок 1-

участок 2-

участок 3 — 4: ;

участок 4-

участок 5-

Определяем реактивную мощность

участок 2 — 3:

участок 3-

участок 4-

участок 5-

Аналогично рассчитываются остальные линии. Результаты расчёта приведены в, Так как за расчетную нагрузку коммунально

Считаем нагрузку на уличное освещение с расчётом: 100 Вт для жилых домов и 250 Вт для производственных помещений.

Для ТП №1 Росв = 0,25

Для ТП №2 Росв = 0,1

1.4 Выбор мощности комплектной трансформаторной подстанции

Комплектные трансформаторные подстанции 6/0.4кВ, которые часто называют потребительскими, предназначены для питания распределительных линий 0.38 кВ, в большинстве случаев трёхфазных четырёх проводных, с заземлённой нейтралью. Используются как однотрансформаторные, так и двухтрансформаторные КТП мощностью от 25 до 630 кВА, в большинстве случаев наружной установки.

Мощность комплектных трансформаторных подстанций для питания потребителей второй и третьей категории определяется в соответствии с рекомендациями по проектирования сельского хозяйства по экономич еским интервалам нагрузки

Интервалы экономических нагрузок составлены по условиям нормальной работы трансформаторов с учётом допустимых для них систематических перегрузок в соответствии с видом нагрузки, расчётным сезоном и его многолетней среднесуточной температурой.

Определяем расчетную мощность на шинах 0,4 кВ КТП №

кВА

По расчетному максимуму нагрузки (

Аналогично выбираются трансформаторы для остальных КТП. Результаты выбора и основные технические данные трансформаторов приведены в таблице 4.

Таблица 4 — Основные технические данные трансформаторов.

№ КТП	Тип трансф-ра	Ном.мощн S . кВА.	Ном.напряжение	Потери, кВт.	Ток Х.Х %.	Напряж К.З. %.	Сх.группа соед.обм.
			В.Н.	Н.Н.	Х.Х	К.З.
КТП №1	ТМ-400/10	400	10	0,4	0,95	5,5	2,1	4,5	Y/YН—0
КТП №2	ТМ-40/10	40	10	0,4	0,175	0,88	3	4,5	Y/YН—0

1.5 Выбор сечения и марки проводов линий

В целях, обеспечения надёжности электроснабжения потребителей электроэнергии, качества электроэнергии у потребителя, повышения производительности труда и сокращения сроков строительства линий в проекте используются самонесущие изолированные провода, СИП .

Сечение СИП выбирается с учётом следующих требований

1. Сип не должны нагреватся сверх допустимой температуры при протекании по ним расчётного тока нагрузки

Imax Iдл.доп

Где: Imax — максимальный ток линии

Iдл.доп.-

2. Отклонения напряжения на зажимах электроприёмников не должны превышать (-

3. Провода должны обладать достаточной механической прочностью.

Исходя из расчётной полной нагрузки проектируемого объекта и значения номинального напряжения рассчитывается ток линии по формуле:

• Imax=S/(•Uн), А;

Для примера выбираем сечение проводов линии

участок 1-3: Imax = ;

участок 2-

участок 3-

участок 4-

участок 5-

Аналогично

Согласно требованию ПУ ВЛИ до 1 кВ [6], магистрали ВЛИ следует выполнять СИП одного сечения. Сечения жил фазных проводов СИП ВЛИ магистрали должны быть не менее 25 мм2.

П ринимаем СИП 1 4Ч120

1.6 Определение потерь напряжения

Электрическая нагрузка вызывает потерю напряжения в элементах системы электроснабжения, определяемую как арифметическую разность напряжений на входе и на выходе элемента (в начале и в конце участка линии).

Допустимые потери напряжения в линиях определяются при заданном законе регулирования на шинах, для удалённых потребителей при максимуме нагрузки и для ближайших потребителей при минимуме нагрузки (наихудшие варианты).

Расчёт потерь напряжения производится для определения показателей качества электроэнергии и конкретного отклонения напряжения от его номинального значения.

Таблица 5 — Расчет отклонения напряжения

Элемент электроустановки	Отклонение напряжения (%) при встречном законе регулирования на наиболее удалённом ТП при нагрузке, %	Отклонение напряжения (%) при встречном законе регулирования на наиболее ближайшей ТП при нагрузке, %
	100 %	25 %	100 %	25 %
Шины 10 кВ	+3	-4	+3	-4
Линия 10 кВ	-8	-2	0	0
Трансформатор 10/0,4 надбавка	+ 5	+ 5	+5	+5
Потери	— 4	— 1	-4	-1
ПБВ	+5	+5	+2,5	+2,5
Линия 0,38 кВ	-6	0	-11,5	0
Потребитель	-5	+3	-5	+2,5

Потеря напряжения в линии с одной нагрузкой на конце (а если линия имеет несколько участков с различной мощностью, то каждый участок рассматривается отдельно), определяется по формуле:

, В

Где:

P и Q — активная и реактивная мощности передаваемые по линии.

R л и Хл — активное и реактивное сопротивление линии.

U н — номинальное напряжение.

Активное сопротивление линии определяется по формуле:

Rл=r0•l , Ом.

Где:

l — длинна линии (участка) км.

r 0 — удельное электрическое сопротивление постоянному току при 200C, Ом/км.

Реактивное (индуктивное) сопротивление линии (участка) определяется по формуле:

Хл= х0

• l, Ом.;

Где:

l — длинна линии (участка) км, х0 — удельное индуктивное сопротивление одного километра длинны линии (участка), в зависимости от сечения проводов и среднего геометрического расстояния между ними.

По абсолютном

U% = U / Uн •

Относительные потери напряжений считают приемлемыми, если они в нормальных режимах работы в сетях низкого напряжения не превышают 5 %, а в сетях высокого напряжения 8 %. Допустимые потери напряжения определяются наличием пускорегулирующих средств в сетях, напряжением на зажимах источника питания и допустимыми отклонениями напряжения от номинального на зажимах электроприёмников.

В рамках проекта для наглядности и удобства немного видоизменим формулу:

, В;

Расчёт ведём на примере линии

Марка провода СИП 1 4•120. Для этой марки провода :

r 0-удельное электрическое сопротивление постоянному току при 20 0C,

r 0 =0,253 Ом/км.

х0 — удельное индуктивное сопротивление одного километра длинны линии (участка).

х0 =0,08 Ом/км.

участок 1-

участок 2-

участок 3-

участок 4-

участок 5-

Аналогично

Определим потери напряжения выраженные в % от номинального напряжения для данной линии.

Сумма потерь напряжения на участках ветви линии до ТП будет равна:

U1 — ТП = 18,14 В.

Потери напряжения выраженные в % от номинального напряжения определяются по формуле:

% = %;

Полученное отклонение напряжения допустимо для данного вида нагрузки., Аналогично

1.7 Определение потерь энергии

Потери электрической энергии являются одним из основных технико-, Суммарные (отчетные) абсолютные потери

Суммарные относительные потери электроэнергии отношение абсолютных потерь к величине отпущенной в сеть электроэнергии.

Суммарные потери включают в себя техническую и коммерческую составляющую.

Техническая составляющая потерь — электроэнергия, физически расходуемая в элементах сети при ее транспорте, — характеризуют техническое состояние сетей, схемы и режимы их работы и определяется расчетным путем.

В сети 0,4 кВ технические потери электроэнергии вычисляются в соответствии с методикой, при отсутствии достоверных данных принимаются равными 8% от отпуска энергии в сеть этого напряжения.

Отпуск в сеть 0,4 кВ равен отпуску в сеть 6-10 кВ за вычетом полезного отпуска в сети 6-10 кВ и технических потерь в сети 6-10 кВ.

Коммерческая составляющая потерь обусловлена:

1. Недостатками систем учета электроэнергии:

• неисправностью и погрешностями измерительных комплексов (трансформаторы тока, трансформаторы напряжения, счетчики электроэнергии, датчики импульсов, сумматоры и их линии связи);
• не одновременностью снятия показаний приборов учета;
• договорным сдвигом за оплату потребленной электроэнергии;
• определением количества электроэнергии, потребленной бытовыми потребителями, по величине её оплаты.

2. Хищениями электроэнергии.

Коммерческая составляющая потерь определяются как разность между фактическими отчетными потерями и техническими.

Потери энергии определяются как на стадии проектирования электрических сетей, так и при их эксплуатации. Существуют различные методы расчёта нагрузочных потерь. Наиболее распространённым является метод максимальных потерь, согласно которому потери энергии определяются по максимальной нагрузке и числу часов использования максимума нагрузок.

Наибольший ток, протекающий по линии в течение года, определяется по наибольшей мощности из дневного или вечернего максимума нагрузки:

• , А;

Потери мощности в трёхфазной линии определяются по формуле:

, кВт;

Где:

R л — активное сопротивление участка линии, по которому протекает ток Imax. R=r0•l, Ом.

Потери энергии в трёхфазной линии определяются по формуле:

Wт=Рmax• , кВт•ч.

Где:

— время максимальных потерь, то есть время в течении которого электроустановка, работая с максимальной нагрузкой, имеет такие же потери, как и при работе по действительному графику нагрузок.

Значение времени потерь можно определить для сельских сетей из уравнения:

=0.69 •Тм— 584

Где:

Тм — число часов использования максимума нагрузки. Тм =3900 ч

= 0.69 •3900— 584=2107 ч.

Потери энергии в тран

Wт=8760+Pxx+Pкз•(Smax/Sн)2•

Где:

Pxx и Pкз — потери холостого хода и короткого замыкания трансформатора по каталогу.

Для упрощения вычислений потерь энергии в сетях 0.38 кВ в формулу потерь энергии подставим его составляющие в развёрнутом виде:

Wл=Рmax•= 3•I2max•( r0•l)•

Расчёт ведём на примере линии, Время максимальных потерь

участок 1-

участок 2-

участок 3-

участок 4-

участок 5-

Аналогично рассчитываются потери энергии в остальных линиях.

Определим потери энергии в трансформаторе мощностью 400 кВА:

• кВт•ч;

Где:

S ном — номинальная мощность трансформатора. Раннее принят трансформатор Sном=400 кВ•А.

Smax — максимальная мощность передаваемая через трансформатор в течении года, Smax= 312,14 кВА.

Pxx =0,95 кВт., Pкз= 5,5 кВт

Тогда потери энергии в трансформаторе составят:

W т=8760•0,95+5,5•(312,14/400)2•2107=15378,9 кВт

Общие потери на трансформаторе КТП №1 составят:

W об = Wт + Wс1 + Wс2 кВт•ч

W об = 15378,9+9655,63+16440,97 = 32132,02 кВт•ч.

Общие потери энергии за год составят:

W год = Тм•Рmax, кВт•ч.

Где: Рmax — максимальная активная мощность на шинах.

Тогда потери энергии за год составят:

W год = Тм•Рmax= 3900

• 218,5 = 852150 кВт•ч.

Допустимые потери энергии определяются по формуле:

W % = (Wоб / Wгод)•100%

W % = (32132,02/852150)•100%= 3,77 %

Полученное отклонение допустимых п

Таблица 6 — Потери энергии в кВт•ч.

№КТП	WT, кВт•ч	Wс1, кВт•ч	Wс2, кВт•ч	Wобщ, кВт•ч	Wгод, кВт•ч	W, %
1	15378,90	9655,63	16440,97	32132,02	852150	3,77
2	3407,90	693,78	1168,66	5270,34	144944,3	3,64

Таблица 7 — Расчёт линий КТП №1

1 линия
№ уч-ка	Рв, кВт	Qв, кВар	Cos?в	Pд, кВт	Qд, кВар	Cos?д	L, м	Sв, кВА	Sд, кВА
1-3	50	44,10	0,75	50	51,01	0,7	40	66,67	71,43
2-3	15	13,23	0,75	15	15,30	0,7	25	20,00	21,43
3-4	67,1	59,18	0,75	63,4	64,68	0,7	60	89,47	90,57
4-5	68,9	60,76	0,75	64	65,29	0,7	60	91,87	91,43
5-ТП	70,7	62,35	0,75	64,6	65,91	0,7	100	94,27	92,29
2 линия
№ уч-ка	Рв, кВт	Qв, кВар	Cos?в	Pд, кВт	Qд, кВар	Cos?д	L, м	Sв, кВА	Sд, кВА
1-3	80	70,55	0,75	80	81,62	0,7	120	106,67	114,29
2-3	15	13,23	0,75	30	30,61	0,7	60	20,00	42,86
3-4	106,9	94,28	0,75	116,7	119,06	0,7	60	142,53	166,71
4-5	107,5	94,81	0,75	122,7	125,18	0,7	20	143,33	175,29
5-ТП	123,2	108,65	0,75	153,9	157,01	0,7	10	164,27	219,86

Таблица 8 — Выбор проводов и расчет потерь напряжения линий КТП №1.

1 линия вечерняя нагрузка
№ уч-ка	I, А	R, Ом	X, Ом	U, В	ДU, В	УДU, В	ДU. %	ДWл, кВт*ч	УДWл, кВт*ч	Sтр, кВА
1-2	101,41	0,32	0,082	380	2,06	17,79	4,68	832,06	9655,63	312,14
2-3	30,42	СИП 1 4*95		0,39			46,80
3-4	136,09			4,16			2247,76
4-6	139,74			4,27			2369,97
5-6	143,39			7,30			4159,04

Таблица 9 — Расчёт линий КТП №2

1 линия
№Уч-ка	Рв, кВт	Qв, кВар	Cos?	L, м	S, кВА
1-2	3,50	1,49	0,92	40	3,80
2-3	5,11	2,18	0,92	40	5,55
3-4	6,51	2,77	0,92	40	7,08
4-5	7,70	3,28	0,92	40	8,37
5-6	8,75	3,73	0,92	40	9,51
6-10	9,66	4,12	0,92	55	10,50
7-8	5,11	2,18	0,92	40	5,55
8-9	7,46	3,18	0,92	40	8,11
9-10	9,50	4,05	0,92	80	10,33
10-ТП	15,14	6,45	0,92	40	16,45
2 линия
№Уч-ка	Рв, кВт	Qв, кВар	Cos?	L, м	S, кВА
1-2	3,50	1,49	0,92	40	3,80
2-3	5,11	2,18	0,92	40	5,55
3-4	6,51	2,77	0,92	40	7,08
4-5	7,70	3,28	0,92	40	8,37
5-6	8,75	3,73	0,92	40	9,51
6-7	9,66	4,12	0,92	40	10,50
7-10	10,54	4,49	0,92	40	11,45
8-9	7,70	3,28	0,92	40	8,37
9-10	11,24	4,79	0,92	40	12,22
10-ТП	20,03	8,53	0,92	80	21,77

Таблица 10 — Выбор проводов и расчет потерь напряжения линий КТП №2.

1 линия
№ Уч-ка	I, А	R, Ом	X, Ом	U, В	ДU, В	УДU, В	ДU. %	ДWл, кВт*ч	УДWл, кВт*ч	S, кВА
1-2	5,79	1,2	0,089	380	0,46	6,09	1,60	10,16	693,78	40,22
2-3	8,45	СИП 1 4*25		0,67			21,66
3-4	10,76			0,85			35,15
4-5	12,73			1,00			49,18

1.8 Поверка сети по условиям пуска двигателя

В данной работе необходимо провести проверку условия пуска электродвигателя, в населенном пункте на объекте 21 электродвигатель мощностью 14 кВт , Iном.= 27 А , Кп= 7

Проверка пуска осуществляется следующим образом. Вначале определяют параметры системы электроснабжения , а затем потеря напряжения при пуске двигателя определяются:

Zпуск= Zc/(Zc+ Zэдп)

где, Zc- суммарное сопротивление элементов сети, по которым протекает ток

Zэдп.- пусковое сопротивление электродвигателя

Суммарное сопротивление элементов сети:

Zc= Zл10+ Zт10/0,38+ Zл0,38

где, Zл10- Zл0,38 — полное сопротивление линии 10кВ приведено к ступени напряжения 0,38 кВ

Zт10/0,38- полное сопротивление трансформатора

Zт= uk%•UІн/100•Sном.

Определяем полное сопротивление линии:

Zл10= v(0,299•5,8)І+ (0,332•5,8)І= 2,59 Ом

Приведенное полное сопротивление линии 10кВ приведено к ступени напряжения 0,38 кВ

Z•л10= Zл10•(U0.38/U10)І=2,59•(0,38/10)І=0,0037 Ом

Сопротивление трансформатора

Zт= 4,5•400І/ 160000•100= 0,045 Ом

Zл0,38 = v(0,245•0,145)І+ (0,292•0,145)І= 0,055 Ом

Суммарное сопротивление элементов сети

Zc= 0,0037+0,045+0,055= 0,104 Ом

Пусковое сопротивление электродвигателя

Zэдп.= Uн/v3•Iн•Кп

Zэдп.= 380/v3•27•7= 1,161 Ом

Потеря напряжения при пуске двигателя

Uпуск= 0,104/(0,104+1,161)•100= 8,22%

2.1 Цель разработки. Исходные данные

В условиях, когда электрические сети имеются почти по всей обжитой территории страны, их проектирование для сельскохозяйственного района предполагает отыскание оптимального варианта с целью обеспечения электроэнергией новых потребителей, повышение надежности электроснабжения и улучшения качества напряжения.

Для проектирования необходимы исходные данные: план района, с указанием мест ТП и их расчетные нагрузки, сведения о климатических условиях, об источниках электроснабжения, требования потребителей к надежности электроснабжения и качеству напряжения.

Координаты (x;y) населенных пунктов

Схема района приведена на (рис.2)

Расчеты будут показаны только для линии (С2) , а результаты расчетов для остальных линий будут снесены в таблицы.

Таблица 11 — Координаты (х;y) и расчетные нагрузки населенных пунктов

№ посёлка	X	Y	Pв	Рд
1	8	5	300	280
2	7	6	270	160
3	5	7	160	380
4	3	7	480	420
5	2	6	360	450
6	5	6	70	280
7	7	4	80	160
8	9	4	340	300
9	11	5	330	360
10	11	6	160	200
11	15	6	120	150
12	12	7	150	140
13	13	8	320	250
14*	16	9	200	280
15	17	9	210	170
суммарная мощность	3450	3840

2.2 Определение центра электрических нагрузок

Число питающих подстанций первоначально определяют по исходным данным, позволяющим рассчитать плотность нагрузки. Месторасположение обычно намечают вблизи крупного потребителя. Если же крупных потребителей нет или их несколько, то центр нагрузки определяют тем же методом, что и центр нагрузки потребительских подстанций населенного пункта по формулам 1.1:

Когда суммарная расчетная нагрузка одного из максимумов существенно отличается от нагрузки другого, координаты определяют по тем нагрузкам каждого потребителя, которые обеспечили наибольшую суммарную, в данном случае координаты определяем по суммарной расчетной нагрузке вечернего максимума

Таблица 12 — Расчёт положения КТП 35/10