Реферат: Электроснабжение садоводства

--PAGE_BREAK--Определяем полную расчётную мощность трансформаторной подстанции по формуле (8)                                Sтп.р = <shape id="_x0000_i1038" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«3424.files/image027.wmz» o:><img width=«55» height=«93» src=«dopb14360.zip» v:shapes="_x0000_i1038">= 49,9 кВ×А
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 = <shape id="_x0000_i1039" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«3424.files/image029.wmz» o:><img width=«66» height=«93» src=«dopb14361.zip» v:shapes="_x0000_i1039">= 51,2 кВ×А
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 = <shape id="_x0000_i1040" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«3424.files/image031.wmz» o:><img width=«67» height=«93» src=«dopb14362.zip» v:shapes="_x0000_i1040">= 100,04 кВ×А
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<shape id="_x0000_i1041" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«3424.files/image033.wmz» o:><img width=«131» height=«59» src=«dopb14363.zip» v:shapes="_x0000_i1041">,                                                 (9)
                            <shape id="_x0000_i1042" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«3424.files/image019.wmz» o:><img width=«12» height=«23» src=«dopb14356.zip» v:shapes="_x0000_i1042">
По таблицам приведенным в «Правилах устройства электроустановок» (ПУЭ) производим предварительный выбор сечения неизолированного алюминиевого провода (по условию нагрева Iдл.доп ³ 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
 
                                  <shape id="_x0000_i1043" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«3424.files/image035.wmz» o:><img width=«113» height=«27» src=«dopb14364.zip» v:shapes="_x0000_i1043">,                                                      (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, %/кВт´км.
Момент нагрузки на участке ЛЭП определяется по формуле                                         <shape id="_x0000_i1044" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«3424.files/image037.wmz» o:><img width=«79» height=«25» src=«dopb14365.zip» v:shapes="_x0000_i1044">,                                                            (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<shape id="_x0000_i1045" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«3424.files/image039.wmz» o:><img width=«18» height=«22» src=«dopb14366.zip» v:shapes="_x0000_i1045"> 
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
                        <shape id="_x0000_i1046" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«3424.files/image041.wmz» o:><img width=«96» height=«27» src=«dopb14367.zip» v:shapes="_x0000_i1046">,                                               (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
                            <shape id="_x0000_i1047" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«3424.files/image043.wmz» o:><img width=«152» height=«52» src=«dopb14368.zip» v:shapes="_x0000_i1047">=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 (<shape id="_x0000_i1048" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«3424.files/image045.wmz» o:><img width=«35» height=«31» src=«dopb14369.zip» v:shapes="_x0000_i1048">) составляет 0,505 %/кВт × км. Падение напряжения на участке линии определяется по формуле 12
                       <shape id="_x0000_i1049" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«3424.files/image047.wmz» o:><img width=«101» height=«30» src=«dopb14370.zip» v:shapes="_x0000_i1049">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
      продолжение
--PAGE_BREAK-- 
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 (<shape id="_x0000_i1050" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«3424.files/image049.wmz» o:><img width=«35» height=«29» src=«dopb14371.zip» v:shapes="_x0000_i1050">) определяются отдельно для каждого варианта. При этом для каждого участка сети потери мощности определяем для режима максимальной нагрузки
                                         <shape id="_x0000_i1051" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«3424.files/image051.wmz» o:><img width=«170» height=«30» src=«dopb14372.zip» v:shapes="_x0000_i1051">,                                       (14)
где <shape id="_x0000_i1052" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«3424.files/image053.wmz» o:><img width=«51» height=«27» src=«dopb14373.zip» v:shapes="_x0000_i1052"> — расчетное значение тока на  участке (i-j), А;
<shape id="_x0000_i1053" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«3424.files/image055.wmz» o:><img width=«48» height=«31» src=«dopb14374.zip» v:shapes="_x0000_i1053">-величина потерь напряжения на участке (i-j), В.
Расчётное значение тока на участке определяется по следующей формуле
                        <shape id="_x0000_i1054" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«3424.files/image057.wmz» o:><img width=«197» height=«56» src=«dopb14375.zip» v:shapes="_x0000_i1054">,                                    (15)
где <shape id="_x0000_i1055" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«3424.files/image059.wmz» o:><img width=«60» height=«32» src=«dopb14376.zip» v:shapes="_x0000_i1055"> - значение максимальной расчетной нагрузки на соответствующем участке, кВт.
Потери напряжения на участке определяются по следующей формуле
                           <shape id="_x0000_i1056" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«3424.files/image061.wmz» o:><img width=«173» height=«51» src=«dopb14377.zip» v:shapes="_x0000_i1056">,                                     (16)
    продолжение
--PAGE_BREAK--где  <shape id="_x0000_i1057" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«3424.files/image063.wmz» o:><img width=«64» height=«28» src=«dopb14378.zip» v:shapes="_x0000_i1057"> - 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
                       <shape id="_x0000_i1058" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«3424.files/image065.wmz» o:><img width=«224» height=«35» src=«dopb14379.zip» v:shapes="_x0000_i1058">,                               (17)
где   — постоянный коэффициент, который определяется следующим образом                              
                                         <shape id="_x0000_i1059" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«3424.files/image067.wmz» o:><img width=«106» height=«52» src=«dopb14380.zip» v:shapes="_x0000_i1059">                                                     (18)
Для данного проекта задано, что cosj = 0,92 поэтому в наших расчетах k=0,0192
Годовые потери электрической энергии можно определить по следующей формуле
                      <shape id="_x0000_i1060" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«3424.files/image069.wmz» o:><img width=«169» height=«33» src=«dopb14381.zip» v:shapes="_x0000_i1060">,                                           (19)
где  <shape id="_x0000_i1061" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«3424.files/image071.wmz» o:><img width=«44» height=«32» src=«dopb14382.zip» v:shapes="_x0000_i1061"> — значение потерь мощности, кВт;
<shape id="_x0000_i1062" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«3424.files/image073.wmz» o:><img width=«44» height=«32» src=«dopb14383.zip» v:shapes="_x0000_i1062">-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
<shape id="_x0000_i1063" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«3424.files/image075.wmz» o:><img width=«98» height=«31» src=«dopb14384.zip» v:shapes="_x0000_i1063">0,0192 × 17,6 × 0,27 = 0,091 кВт
ПО формуле 17 находим годовую величину потерь электроэнергии (при этом <shape id="_x0000_i1064" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«3424.files/image077.wmz» o:><img width=«77» height=«29» src=«dopb14385.zip» v:shapes="_x0000_i1064">1200 часов)
<shape id="_x0000_i1065" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«3424.files/image079.wmz» o:><img width=«110» height=«32» src=«dopb14386.zip» v:shapes="_x0000_i1065">0,091×1200 = 109,2 кВт×ч/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
DUi на
расчетном участке,
%
Потери
Мощности
DPi-j
кВт
Число часов
Использования максимальной нагрузки
Tmax i-j, час
Годовые
Потери
электрич. Энергии,
DWi-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
  åDРЛ1 = 0,879 кВт                                               åDWЛ1 = 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
DUi на
расчетном участке,
%
Потери
Мощности
DPi-j
кВт
Число часов
Использования максимальной нагрузки
Tmax i-j, час
Годовые
потери
электрич. энергии,
DWi-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
  åDРЛ2 = 0,721 кВт                                               åDWЛ2 = 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
  åDРЛ3 = 0,912 кВт                                               åDWЛ3 = 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
DUi на
расчетном участке,
%
Потери
Мощности
DPi-j
кВт
Число часов
Использования максимальной нагрузки
Tmax i-j, час
Годовые
Потери
Электрич. Энергии,
DWi-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
  åDРЛ4 = 0,504 кВт                                               åDWЛ4 = 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
  åDРЛ1 = 1,061 кВт                                               åDWЛ1 = 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
DUi на
расчетном участке,
%
Потери
Мощности
DPi-j
кВт
Число часов
Использования максимальной нагрузки
Tmax i-j, час
Годовые
потери
электрич. энергии,
DWi-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
  åDРЛ2 =0,689 кВт                                               åDWЛ2 = 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
  åDРЛ3 =1,017 кВт                                               åDWЛ3 = 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
DVi на
расчетном участке,
%
Потери
Мощности
DPi-j
кВт
Число часов
использования максимальной нагрузки
Tmax i-j, час
Годовые
потери
электрич. энергии,
DWi-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
  åDРЛ 4 = 0,686 кВт                                               åDWЛ 4 = 725,01 кВт ч
             åDР1В = 6,469 кВт                                    åDW1В = 7253,58 кВт ч
  Таблица 9- Потери мощности и электрической энергии по
второму варианту
Номер
Участка
i-j
Pmax i-j
КВт
DUi на
расчетном участке,
%
Потери
Мощности
DPi-j
кВт
Число часов
использования максимальной нагрузки
Tmax i-j, час
Годовые
потери
электрич. энергии,
DWi-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
DUi на
расчетном участке,
%
Потери
Мощности
DPi-j
кВт
Число часов
использования максимальной нагрузки
Tmax i-j, час
Годовые
потери
электрич. энергии,
DWi-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
åDРЛ1 =1,965 кВт                                               åDWЛ1 = 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
DVi на
расчетном участке,
%
Потери
Мощности
DPi-j
кВт
Число часов
использования максимальной нагрузки
Tmax i-j, час
Годовые
потери
электрич. энергии,
DWi-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
åDРЛ2 = 2,607 кВт                                               åDWЛ2 = 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
DVi на
расчетном участке,
%
Потери
мощности
DPi-j
кВт
Число часов
Использования максимальной нагрузки
Tmax i-j, час
Годовые
потери
электрич. Энергии,
DWi-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
åDРЛ3 = 2,699 кВт                                               åDWЛ3 = 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
DVi на
расчетном участке,
%
Потери
Мощности
DPi-j
кВт
Число часов
использования максимальной нагрузки
Tmax i-j, час
Годовые
потери
электрич. энергии,
DWi-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
åDРЛ4 = 2,586 кВт                                               åDWЛ4 = 3448 кВт ч
åDР = 9,857 кВт                                               åDW = 13396,8 кВт ч
    продолжение
--PAGE_BREAK--
еще рефераты
Еще работы по коммуникациям