Элсн непр. Учебное пособие Рекомендовано Дальневосточным региональным учебнометодическим центром в качестве учебного пособия для студентов специальности
 Скачать 18.36 Mb.
|
Ферма по выращиванию нетелейдо шести-восьмимесячного возраста: на 3 тыс. ското-мест 60 на 6 тыс. ското-мест 100 Ферма по выращиванию и откорму молодняка КРС: производительностью 5 тыс. голов в год: 100 производительностью 10 тыс. голов в год 200 Ферма мясного направления: производительностью 0,6-1,2 коров в год 30 производительностью 2-3 тыс. коров в год 60 Ферма по выращиванию и откорму свиней: производительностью 3 тыс. свиней в год 60 производительностью 6 тыс. свиней в год 100 Птицефабрики и птицефермы: на 20 тыс. кур 60 на 100 тыс. кур 200 Фабрики по производству бройлеров: производительностью 0,2 млн 300 производительностью 0,5 млн 400
Основным направлением развития электрических сетей сельскохозяй-ственного направления должно быть преимущественное развитие сетей напря-жением 35-110 кВ [26]. Основу электрической сети 35-110 кВ сельскохозяйственного назначения должны составлять воздушные одноцепные взаимно резервирующие секциони-рованные магистральные линии электропередачи с комплектными трансфор-маторными подстанциями 110-35/10 кВ. Взаимно резервирующие линии 35-110 кВ должны питаться от шин разных трансформаторных подстанций или разных систем (секций) шин одной трансформаторной подстанции. Ввод резервного питания осуществляется автоматически. Автомати-ческий ввод резерва выполняется, как правило, двусторонним. Опорные трансформаторные подстанции (ОТП) напряжением 35-110 кВ должны размещаться в узлах сети 35-110 кВ с учетом развития открытого распределительного устройства (ОРУ) в перспективе. Вновь сооружаемые трансформаторные подстанции 35-110 кВ должны, как правило, присоединяться к ОРУ 35-110 кВ действующих подстанций, в рассечку линий электропередачи 35-110 кВ, а также по схеме ответвления от существующей ВЛ 35-110 кВ с учетом ее пропускной способности. В случае параллельного следования действующей ВЛ 35 кВ и намечаемой к строительству ВЛ 110 кВ необходимо рассматривать целесообразность перевода действующей подстанции 35/10 кВ на напряжение 110/10 кВ. Если в направлении ВЛ, намечаемой к строительству, в перспективе потребуется сооружение линии более высокого напряжения, то эта линия должна проектироваться на более высокое напряжение с временным использованием сроком до 5 лет на более низком напряжении. Основу электрической сети 10 кВ должны составлять воздушные взаимно резервирующие секционированные магистральные линии электропередачи, опорные трансформаторные подстанции 10/0,4 кВ и распределительные пункты 10 кВ (РП). ОТП 10/0,4 кВ представляют собой подстанции 10/0,4 кВ с развитым распределительным устройством 10 кВ (РУ 10 кВ), предназначенным для присоединения радиальных линий электропередачи 10 кВ, автоматического секционирования и резервирования магистрали, размещения устройств автоматики и телемеханики. ОТП следует устанавливать у потребителей первой категории, на хозяйственных дворах центральных усадеб колхозов, совхозов. ОТП присоединяются в рассечки магистрали линий электроснабжения. РП должны оборудоваться устройствами АВР (автоматическое повторное включение) на секционном выключателе 10 кВ. Магистральная линия 10 кВ должна иметь сетевой резерв от незави-симого источника питания. 2.2.4. Выбор числа и мощности трансформаторов 10/0,4 кВ На трансформаторных подстанциях напряжением 10/0,4 кВ должны проектироваться по два трансформатора при электроснабжении потребителей первой и второй категорий надежности, не допускающих перерыва в электроснабжении более 0,5 часа, также потребители второй категории при расчетной нагрузке на подстанции 250 кВт и более. При меньшей нагрузке потребителя применяют, как правило, однотрансформаторные подстанции 10/0,4 кВ [25, 26]. Выбор установленной мощности трансформаторов одно- и двухтранс-форматорных подстанций производится по условиям их работы в нормальном режиме по экономическим интервалам нагрузки, исходя из условия: SЭК. МИН ≤  ≤ SЭК.МАКС, (2.7)где SР –расчетная нагрузка подстанции, кВ·А; n – количество трансфор-маторов в зависимости от надежности потребителей; SЭК МИН, SЭК МАКС – соответственно, минимальная и максимальная границы экономического интервала нагрузки трансформатора принятой номинальной мощности; определяется по табл.2.15 в зависимости от зоны сооружения подстанции и вида нагрузки потребителей, табл.2.14 [27]. Принятые номинальные мощности трансформаторов проверяются по усло-виям их работы в нормальном режиме по допустимым систематическим нагруз-кам и в послеаварийном – по допустимым аварийным перегрузкам. Допустимая систематическая нагрузка трансформатора – нагрузка, при которой износ изоляции в течение расчетного периода эксплуатации равен или меньше износа за тот же период при номинальном режиме работы транс-форматора. Номинальный режим работы трансформатора – режим работы при постоянной номинальной нагрузке и неизменной температуре охлаждающего воздуха, равной 20оС. Допустимая аварийная перегрузка трансформатора – нагрузка, определяемая исходя из условия, при котором не превышается предельно допустимая температура наиболее нагретой точки обмотки, равной 160оС. Коэффициенты допустимых систематических нагрузок и аварийных перегрузок – кратность допустимых нагрузок и перегрузок по отношению к номинальной мощности трансформатора. Для нормального режима эксплуатации номинальные мощности трансформаторов ЅН проверяются, исходя из условия:  , (2.8)где КС – коэффициент допустимой систематической нагрузки транcфор-матора, определяется по табл. 2.16 в зависимости от вида нагрузки подстанции и номинальной мощности трансформатора для приведенных в таблице значе-ний среднесуточных температур расчетного сезона и номинальных мощностей трансформаторов. Расчетный сезон – сезон наибольшей расчетной нагрузки подстанции. Среднесуточная температура воздуха расчетного сезона нагрузки подстанции tВ определяется для района установки трансформаторов по данным службы метеорологии. Для значений среднесуточной температуры воздуха расчетного сезона, отличных от tВТ, принятых в табл.2.16, коэффициенты допустимых система-тических нагрузок трансформаторов, заданные в таблице, пересчитываются по формуле КС = КСТ – α (tВ - tВТ), (2.9) где α – расчетный температурный градиент, 1/о С; приведен в табл.2.16; КСТ – табличное значение коэффициента допустимой систематической нагруз-ки, соответствующее среднесуточной температуре расчетного сезона. При установке проектируемой подстанции в климатической зоне со среднесуточной температурой зимнего сезона меньше минус 15оС и зимнем расчетном максимуме нагрузки коэффициенты допустимой нагрузки трансформаторов определяются для среднесуточной температуры, равной минус 15оС. При отсутствии возможности резервирования или отключения в послеаварийном режиме части нагрузки подстанции, выбор установленной мощности трансформаторов двухтрансформаторных подстанций производит-ся по послеаварийному режиму из условия отключения одного из трансформато-ров и обеспечения другим всей нагрузки подстанции:  , (2.10)где КАВ – коэффициент допустимой аварийной перегрузки трансформа-тора; определяется по аналогии с коэффициентом допустимой система-тической нагрузки по табл. 2.16. При наличии возможности резервирования части нагрузки подстанции в послеаварийном режиме принятые номинальные мощности трансформаторов одно- и двухтрансформаторных подстанций проверяются по условиям их работы в двух послеаварийных режимах эксплуатации: первый режим – отключение одного из трансформаторов на проектируемой двухтрансформа-торной подстанции; второй – отключение на одной из соседних подстанций, связанной с проектируемой резервными перемычками. S АВР1 / SН ≤ КАВ; (2.11) SАВР1 = SР – SРЕЗ1; (2.12)  ; (2.13)SАВР2 = SР + SРЕЗ2; (2.14) где SАВР1, SАВР2 - аварийные расчетные нагрузки, соответственно для первого и второго рассматриваемых послеаварийных режимов; SРЕЗ1 – резер-вируемая в расчетном году нагрузка проектируемой двухтрансформаторной подстанции при отключении одного из трансформаторов, кВ·А; SРЕЗ2 –нагрузка, резервируемая в расчетном году трансформаторами проектируемой подстанции при отключениях на одной из соседних подстанций, кВ·А. Исходя из условий (2.8), (2.10), (2.11), (2.13), выбирают трансформаторы большей мощности. Основные технические данные силовых трансформаторов приведены в табл.2.17 [27]. Трансформаторы напряжением 10/0,4 кВ, как правило, выпуска-ются с переключением ответвлений без возбуждения (ПБВ). 2.2.5. Выбор числа и мощности трансформаторов 35-110/10 кВ Из-за рассредоточения небольших по величине мощностей на большой площади в сельском населённом пункте сети, соединяющие трансформаторные подстанции напряжением 10/0,4 кВ, получаются излишне протяжёнными. Необходимо сокращение радиуса действия электрических сетей. Воздушные электрические линии – наиболее повреждаемые элементы системы сельского электроснабжения. Число повреждений растёт примерно пропорци-онально длине линии. В последние годы проведена значительная работа в системе сельского электроснабжения по разукрупнению трансформаторных подстанций и сокращению радиуса действия сетей, который для линий напряжением 10 кВ в ближайшее время повсеместно должен быть снижен до 15 км, а в дальнейшем – примерно до 7 км, как это принято во многих зарубежных странах [25]. Для обеспечения нормативных уровней надежности электроснабжения потребителей схемы электрических сетей напряжением 35-110 кВ должны строиться таким образом, чтобы шины (секции шин) 10 кВ подстанций 35-10 кВ, от которых осуществляется питание взаимно резервирующих линий 10 кВ, являлись независимыми источниками питания. Две секции шин 10 кВ двухтрансформаторной подстанции 35-110 кВ считаются независимыми источниками питания, если питание этой подстанции осуществляется не менее чем по двум линиям 35-110 кВ. При выборе вариантов электроснабжения в первую очередь рассматри-вается возможность применения однотрансформаторных подстанций. Норма-тивные уровни надежности электроснабжения при сооружении однотранс-форматорных подстанций 35-110 кВ обеспечиваются, если отходящие от подстанции линии 10 кВ резервируются от независимых источников питания. Двухтрансформаторная подстанция сооружается, когда: - хотя бы одна из линий 10 кВ, отходящих от рассматриваемой подстанции, питающая потребителей первой и второй категорий по надежности, не может быть зарезервирована от соседней подстанции 35-110 кВ, имеющей независи-мое питание; - расчетная нагрузка подстанции требует установки трансформатора мощностью свыше 6300 кВ·А; - от шин 10 кВ подстанции отходят 6 и более линий 10 кВ; - расстояние между соседними подстанциями более 45 км [25]. Выбор установленной мощности трансформаторов производится по урав-нению (2.7). Вид нагрузки потребителей подстанций определяется по табл.2.14 [27]. Максимальные и минимальные границы экономического интервала нагрузки трансформатора, принятой номинальной мощности, определяются для подстанции 35/10 кВ по табл.2.18, а для подстанции 110/10 кВ – по табл.2.19. Проверка выбранного трансформатора в нормальном режиме проводится по формуле (2.8). Коэффициент допустимой систематической нагрузки трансформатора определяется по табл.2.16, в случае необходимости пересчитывается по формуле (2.9). Проверка трансформаторов двухтрансформаторной подстанции в послеаварийном режиме проводится по формуле (2.10). Коэффициент допустимой аварийной перегрузки определяется по табл.2.16. Проверка трансформаторов в послеаварийных режимах при наличии возможности резервирования части нагрузки проводится по формулам (2.11), (2.12), (2.13), (2.14). Исходя из условий (2.8), (2.10), (2.11), (2.13), выбираются трансформаторы большей номинальной мощности. Основные технические данные силовых трансформаторов напряжением 35/0,69 и 35/11 кВ приведены в табл.2.20 [27]. Трансформаторы 35/0,69 кВ, как правило, с переключением ответвлений без возбуждения (ПБВ), а трансфор-маторы 35/11 кВ – с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН). 2.2.6. Выбор типовой трансформаторной подстанции с высшим напряжением 10 кВ Комплектные трансформаторные подстанции (КТП) применяют для приёма, распреления и преобразования электрической энергии трёхфазного тока частотой 50 Гц [28]. По числу трансформаторов КТП могут быть однотрансформаторными, двухтрансформаторными и трёхтрансформаторными. По роду установки КТП могут быть: - внутренней установки с масляными, сухими или заполненными негорючей жидкостью трансформаторами; - наружной установки (только с масляными трансформаторами); - смешанной установки с расположением РУ высшего напряжения и трансформатора снаружи, а РУ низшего напряжения внутри помещения. Для объектов сельскохозяйственного назначения применяются КТП наружной установки мощностью 25…400 кВА, напряжением 6…35/0,4 кВ. Это в основном мачтовые подстанции. КТП состоят из шкафа ввода ВН, трансформатора и шкафа НН, укомплектованного на отходящих линиях автоматическими выключателями. Трансформаторные подстанции являются составной частью электрических сетей, в связи с чем правильный выбор типа подстанции, её схемы и конструкции имеет существенное значение в надёжном электроснабжении потребителей. Наилучшими качествами конструкций обладают два типа подстанций: - при малой мощности до 100-160 кВА – подстанции мачтового (МТП) или столбового типа (СТП), с открытым расположением оборудования на опоре воздушной линии; - при большой мощности, особенно в районах густой застройки, для электроснабжения ответственных потребителей – подстанции закрытого типа с обслуживанием оборудования внутри помещения. Определяющими при выборе КТП являются: - электрическая нагрузка, мощность и количество трансформаторов; - воздушный или кабельный ввод линий высокого напряжения; - условия присоединения подстанции к питающей сети (тупиковая, проход-ная, узловая схема). В [29] дана таблица с рекомендациями по выбору типовых подстанций с высшим напряжением 10 кВ. На рис. 2.1. представлен общий вид мачтовой трансформаторной подстанции напряжением 10/0,4 кВ с трансформаторами мощностью от 25 до 250 кВА с воздушным вводом линии 10 кВ, а на рис. 2.2. – электрическая схема этой трансформаторной подстанции. На рис. 2.3. представлен общий вид комплектной закрытой трансформаторной подстанции напряжением 10(6)/0,4 кВ с транформаторами мощностью от 160 до 400 кВА проходного типа с воздушным вводом двух линий 10 кВ повышенной заводской готовности, а на рис 2.4. – электрическая схема.  Рис. 2.1. Общий вид мачтовой трансформаторной подстанции: 1 – силовой трансформатор; 2 – предохранитель 10 кВ; 3 – шкаф РУ 0,4 кВ; 4 – провод 10 кВ  Рис. 2.2. Электрическая схема МТП: S –разъединитель; FV – ОПН 10 кВ;Fредохранитель; Т – силовой трансформатор; SA – рубильник; ТА – трансформатор тока; FV2 – ОПН 0,4 кВ; SF1…SF4 – выключатель автоматический; F1 – предохранитель 0,4 кВ; КМ – контактор; Фр – фотореле; Wһ – счётчик; V – вольтметр; КА1…КА3 – реле токовое  Рис. 2.3. Общий вид закрытой КТП: 1 – силовой трансформатор 10/0,4 кВ; 2 – камеры КСО 10 кВ; 3 щит 0,4 кВ; 4, 5 – проходные изоляторы; 6, 7 – шины алюминиевые; 8 – трубы для прокладки кабелей  Рис. 2.4. Электрическая схема КТП: Q1, Q2, Q3 – выключатель нагрузки; F – предохранитель 10 кВ; Т – трансформатор силовой; SA – рубильник; ТА – трансформатор тока; SF1…SF6 – выключатель автоматический; FV – ОПН 10 кВ; FV2 – ОПН 0,4 кВ; Wһ – счётчик; КМ – пускатель магнитный; КL – устройство защиты от обрыва фазы; Ка1, КА2, КА3 – токовое реле 2.3. Расчёт электрических сетей 2.3.1. Общие требования Линии электропередачи напряжением 0,38-10 кВ, как правило, должны быть воздушными. Кабельные линии предусматриваются в случаях, когда по действующим Правилам устройств электроустановок [5] строительство воздушных линий электропередачи не допускается, а также для электро-снабжения ответственных потребителей электроэнергии (животноводческие комплексы, птицефабрики и крупные свиноводческие фермы и др.). Выбор схем и параметров электрических сетей следует производить по потокам мощности в нормальном, ремонтном и послеаварийных режимах. ВЛ следует прокладывать, как правило, по двум сторонам улиц. Допускается прохождение их по одной стороне улицы с учетом исключения помех движению транспорта и пешеходов, а также удобства выполнения ответвлений от ВЛ к вводам здания и сокращения числа пересечений ВЛ с инженерными сооружениями. На участках параллельного следования ВЛ 0,38 и 10 кВ следует рассматривать технико-экономическую целесообразность применения общих опор для совместной подвески на них проводов обеих ВЛ. Письмом от 26.06.2000 г. № 05-5145 РАО «ЕЭС России» основываясь на результате изучения зарубежного и отечественного опыта строительства и эксплуатации в ряде районов страны, предложило при проектировании, новом строительстве и реконструкции воздушных линий электропередачи напряже-нием 0,38 кВ преимущественно применять самонесущие изолированные провода (СИП). Эти требования нашли отражение ПУЭ 2006 года издания [5]. Пункт 2.4.13 для воздушных линий электропередачи напряжением до 1 кВ гласит: «На ВЛ должны, как правило, применяться самонесущие изолированные провода (СИП). В пункте 2.5.1 написано, что воздушные линии электропередачи «напряжением выше 1 кВ и до 20 кВ выполняются проводами с защитной изолирующей оболочкой - защищёнными проводами». Самонесущие изолированные провода представляют собой провод с алюминиевыми токопроводящими жилами, с изоляцией из светостабили-зированного или термопластичного полиэтилена, скрученными с нулевым несущим проводом из алюминиевого сплава, причём для одного из двух типов проводов несущий провод не изолирован, а для другого изолирован. На кабельных линиях (КЛ) рекомендуется применять кабели с алюминиевыми жилами с пластмассовой изоляцией. В районах с одноэтажной застройкой для ответвлений от ВЛ к вводам в здания рекомендуется применять самонесущие провода с атмосферостойкой изоляцией [25]. На ВЛ 0,38 кВ должны применяться железобетонные и деревянные с железобетонными приставками опоры. На ВЛ напряжением 35 и 110 кВ рекомендуется применять сталеалю-миниевые провода. На отдельных сложных участках ВЛ (большие переходы через водные пространства, горы, поймы рек, болота и др.) допускается применение марок и сечений проводов, тросов, отличных от применяемых на всей линии, при соответствующем технико-экономическом обосновании. На ВЛ 35 и 110 кВ могут применяться железобетонные на вибрированных и центрифугированных стойках и металлические опоры. При реконструкции и расширении действующих сетей напряжением 6 кВ следует предусматривать их перевод на напряжение 10 кВ с использованием, по возможности, установленного оборудования, проводов и кабелей. Сохранение напряжения 6 кВ допускается, как исключение, при соответствующих технико-экономических обоснованиях. 2.3.2. Выбор сечения проводов ВЛ напряжением 0,38 и 10 кВ Электрические сети напряжением 0,38 кВ должны быть переменного трехфазного тока с глухозаземленной нейтралью. ПУЭ [5] рекомендует выполнять ВЛ 0,38 кВ трехфазными по всей длине алюминиевыми проводами одного сечения (не менее 50 мм2), а сооружать сельские ВЛ 10 кВ в соответствии с так называемым магистральным принципом. Согласно этому принципу, на магистралях ВЛ 10 кВ монтируют провода сечением 70-95 мм2, а на ответвлениях - не менее 35 мм2. Конкретное экономическое сечение проводов определяют следующим образом: 1. Находим расчетную нагрузку Si на каждом участке линии (см. раздел 2.1.2.). 2. Определяем расчётный ток IР.Г., А, на головном участке линии  (2.15)где SР.Г. –полная мощность, кВ·А İ-го участка магистрали; U – номи-нальное напряжением сети, равное 0,38 или 10 кВ. В число участков магистрали включаются участки с мощностью более 20% головного участка. 3. Производим выбор сечения изолированных проводов исходя из условия I ДЛ.ДОП. ≥ I Р.Г., где I ДЛ. ДОП – длительно допустимый ток провода выбранного сечения. Длительно допустимые токи для изолированных проводов напряжением 0,38 кВ (СИП-1, СИП-1А, СИП-2, СИП-2А) приведены в табл.2.21, а для проводов напряжением 10 кВ (СИП-3) – в табл. 2.22. Аналогично выбираем сечение проводов на ответвлениях. 4. Выполняем проверку СИП-3 10 кВ на термическую стойкость. Расчёт производится при расчёте токов короткого замыкания. 5. Определяем потери напряжения при выбранных сечениях по формуле:  (2.16)где Sİ, Lİ – соответственно, полная мощность, кВ·А, и длина, км, İ-го участка; R0, X0 – соответственно активное и индуктивное сопротивления 1 км провода, Ом; U – номинальное напряжение сети, кВ. Значения RО для проводов напряжением 0,38 кВ приведены в табл.2.21, а для проводов напряжением 10 кВ – в табл. 2.22. При одинаковом расстоянии между проводами реактивное индуктивное сопротивление воздушных проводов весьма незначительно изменяется при изменении их сечения. Это обстоятельство дает возможность для линий напряжением 0,38-20 кВ принять его равным X0 = 0,1 Ом/км [30]. Если потери напряжения превысят допустимые, то на ряде участков, начиная с головного, необходимо увеличить сечения. При этом не следует принимать в линии более 3-4 различных сечений проводов. 6. Расчет заканчивается проверкой потерь напряжения в линии ∆UЛ, которая не должна превышать допустимые потери напряжения ∆UДОП. В результате должно выполняться условие: ∆UДОП > ∆UЛ. (2.17) Допустимые потери напряжения не должны превышать в электрических сетях напряжением 10 кВ 10%, напряжением 220 и 380 В – 8%; в электро-проводках одноэтажных жилых домов – 1%; в электропроводках зданий, сооружений, двух- и многоэтажных жилых домов – 2%. При отсутствии исходных данных для расчета отклонения напряжения у электроприемников потери напряжения в элементах сети 0,38 кВ рекомен-дуется принимать: в линиях, питающих преимущественно коммунально-бытовые потребители – 8%, производственные – 6,5%, животноводческие комплексы – 4% от номинального напряжения [26]. 2.3.3. Выбор сечения проводов ВЛ напряжением 35, 110 кВ В Правилах устройства электроустановок рекомендуется выбор сечения провода из различных металлов производить по экономической плотности тока. В последние годы по экономической плотности тока сечения проводов воздушных линий с номинальным напряжением 35 кВ и выше не выбираются. В практике проектирования применяют выбор сечения проводов для ВЛ 35-750 кВ по экономическим интервалам токов или мощностей. Достаточно определить перетоки активной мощности в сетях 35 и 110 кВ в нормальном режиме и выбрать сечения проводов на участках по табл.2.23. Требуется дополнительная информация: материал опор, количество цепей, район по гололёду. Далее выполняется проверка выбранного сечения в аварийном режиме. Для этого рассчитывается аварийный ток İАВ, А, по формуле:  , (2.18)где S – полная мощность, протекающая по участку сети, кВ·А; U – номинальное напряжение, кВ. Аварийный ток сравнивается с допустимым İДОП по табл.2.24. Должно выполняться условие: İДОП ≥ İАВ. (2.19) В случае невыполнения этого условия сечение провода увеличивают. В табл.2.25 [31] приведены расчетные данные ВЛ 35 и 110 кВ со сталеалюминиевыми проводами. 2.3.4. Расчет потерь мощности и энергии в электрических сетях Одна из важнейших задач энергетики в настоящее время заключается в экономии энергоресурсов. Поэтому большое значение имеет снижение потерь мощности и энергии в электрических сетях, в том числе и в сетях сельских районов. Потери мощности в питающих сетях напряжением 110-35 кВ, как правило, достаточно просто рассчитываются прямым счетом. Наибольшие сложности представляют расчеты потерь мощности и энергии в распределительных сетях напряжением 10-0,38 кВ. Это объясняется несколькими причинами. Во-первых, указанные сети сильно разветвлены и состоят из большого числа участков, что само по себе повышает трудоемкость расчетов. Во-вторых, и это главное, в большинстве случаев отсутствует информация о величине нагрузки на отдельных участках ВЛ. В лучшем случае имеются данные о нагрузке головного участка ВЛ 10 и 0,38 кВ. Поэтому при расчете потерь в этих линиях приходится прибегать к ряду искусственных приемов [32]. Один из таких приемов заключается в использовании понятия эквивалентного сопротивления ВЛ RЭК, определяемого по формуле  , (2.20)где ∆Р – суммарные потери активной мощности в разветвленной линии, кВт; İГ, Sİ – соответственно ток, А, и полная мощность, кВ·А, головного участка ВЛ; Sİ, Rİ – соответственно полная мощность, кВ·А, и активное сопротивление, Ом, İ-го участка ВЛ; n – число участков. Нагрузку на участках ВЛ можно считать распределенной пропорционально номинальным мощностям потребительских трансформаторов. Потери энергии в линии за год, кВт·ч, ∆W = (SГ2 ·RЛЭ ·τМ · 10-3) / UН2, (2.21) где SГ – расчетная мощность на головном участке, кВ·А; UН – номинальная мощность линии, кВ; τМ – время максимальных потерь, ч. Потери энергии в трансформаторах в режиме холостого хода (х.х.) проще вычислить прямым счетом ∆WТХ = ∑ ∆Рј · 8760, (2.22) где ∆Рј – потери х.х. каждого трансформатора, кВт; m – число трансформаторов. Для расчета нагрузочных потерь энергии в трансформаторах необходимо сначала определить эквивалентное сопротивление (RТЭ) трансформаторов: RТЭ = ( ∑ SНj2 · RТj ) / ( ∑ SНj )2, (2.23) где SНj – номинальная мощность трансформатора, кВ·А; RТj – активное сопротивление j – го трансформатора, Ом. RТj = (∆РКЗ · UН2 · 103) / (SНj)2, (2.24) где ∆РКЗ – паспортное данное трансформатора, кВт; UН – номинальное напряжение трансформатора, кВ. Теперь можно определить нагрузочные потери в трансформаторах, кВт·ч: ∆W = (∑ Sj2 · RТЭ · τМ · 10-3) / UН2. (2.25) Таблица 1.1 Удельная расчетная электрическая нагрузка электроприемников квартир жилых зданий, кВт/квартира
*в зданиях по типовым проектам; **рекомендуемые значения П р и м е ч а н и я. 1. Удельные расчетные нагрузки для промежуточного числа квартир определяются интерполяцией. 2.Удельные расчётные нагрузки квартир включают в себя нагрузку освещения общедомовых помещений (лестничных клеток, подполий, технических этажей, чердаков и т.д.). 3. Удельные расчётные нагрузки приведены для квартир общей площадью 70 м2 (квартиры от 35 до 90 м2) в зданиях по типовым проектам и 150 м2 (квартиры от 100 до 300 м2) в зданиях по индивидуальным проектам с квартирами повышенной комфортности. 4. Расчётную нагрузку для квартир с повышенной комфортностью следует определять в соответствии с заданием на проектирование или в соответствии с заявленной мощностью и коэффициентами спроса и одновременности. 5. Удельные расчётные нагрузки не учитывают покомнатное расселение семей в квартире.
Ведённые в таблице нагрузки зимнего максимума на коэффициенты: 0,7 – для квартир с плитами на природном газе; 0,6 – для квартир с плитами на сжиженном газе и твердом топливе; 0,8 – для квартир с электрическими плитами. |