2.2 Расчёт вечерних максимумов с учётом освещения (с учётом наружнего и уличного освещения)
Нормативы
нагрузки наружного освещения территории
хозяйственных дворов составляют 250 Вт
на 1-но помещение и 3Вт/м длины периметра
двора, а для общественных и торговых
центров – нагрузка наружного освещения
250 Вт и 0,5 Вт/
площади [см. стр. 20 методичка В.Б. Белый].
Нагрузка освещения суммируется с нагрузками других видов арифметически.
где:
— полная
нагрузка вечернего максимума на вводе
объекта;
— расчетная
нагрузка вечернего максимума на вводе;
Вт
— нагрузка наружного освещения;
Вт/м2
— расчетная удельная нагрузка на 1
м2площади;
-
площадь объекта.
кВт
кВт
кВт
кВт
кВт
кВт
Для общественных и торговых центров – нагрузка наружного освещения
250 Вт и 3 Вт/ площади [см. стр. 20 методичка В.Б. Белый].
где:
- полная нагрузка вечернего максимума на вводе объекта;
- расчетная нагрузка вечернего максимума на вводе;
Вт - нагрузка наружного освещения;
Вт/м2
- расчетная удельная нагрузка на 1
м2площади;
– длина
периметра хоз. двора.
кВт
кВт
1,85кВт
кВт
кВт
кВт
кВт
кВт
3 Выбор места установки трансформаторных подстанций, а так же их мощность трансформаторов
3.1 Местами установки ТП должны быть центры электрических нагрузок, его координаты вычисляются по формулам:
где:
– расчётная
нагрузка i–го
потребителя;
-
число потребителей;
,
– координаты каждого потребителя.
Результаты расчётов заносим в таблицу 3.1
№ ТП |
№ Потреб |
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
1 |
11,7 |
33,7 |
200 |
300 |
2340 |
6600 |
3510 |
10110 |
2 |
14 |
20,5 |
250 |
500 |
3500 |
5125 |
7000 |
10250 |
|
4 |
15 |
8,68 |
200 |
600 |
3000 |
1736 |
9000 |
5208 |
|
6 |
2 |
4,3 |
300 |
350 |
600 |
1290 |
700 |
1505 |
|
9 |
20 |
10,85 |
200 |
150 |
4000 |
2170 |
3000 |
1627,5 |
|
15 |
40 |
21,21 |
100 |
600 |
4000 |
2121 |
24000 |
12726 |
|
Сумма |
|
102,7 |
99,24 |
|
|
17440 |
19042 |
47210 |
41426,5 |
|
Хд=170 |
Хв=192 |
|
Yд=460 |
Yв=417,4 |
||||
2 |
5 |
5 |
17,75 |
500 |
500 |
2500 |
8875 |
2500 |
8875 |
7 |
4 |
4,33 |
600 |
525 |
2400 |
2598 |
2100 |
2273,3 |
|
8 |
15 |
7,43 |
700 |
700 |
10500 |
5201 |
10500 |
5201 |
|
16 |
24,8 |
62,73 |
800 |
725 |
19840 |
50184 |
17980 |
45479,3 |
|
Сумма |
|
48,8 |
92,24 |
|
|
35240 |
66858 |
33080 |
61828,6 |
|
Хд=722,1 |
Хв=724,8 |
|
Yд=677,8 |
Yв=670,3 |
||||
3 |
10 |
12 |
1,85 |
700 |
150 |
8400 |
2775 |
1800 |
277,5 |
11 |
56 |
35,27 |
300 |
50 |
16800 |
10581 |
2800 |
1763,5 |
|
12 |
18 |
17,29 |
800 |
150 |
14400 |
13832 |
2700 |
2593,5 |
|
13 |
18,75 |
19,48 |
700 |
50 |
13125 |
13636 |
937,5 |
974 |
|
19 |
15 |
5,286 |
550 |
200 |
8250 |
2907,3 |
3000 |
1057,2 |
|
Сумма |
|
119,75 |
79,2 |
|
|
60975 |
43731,3 |
11237,5 |
6665,7 |
|
Хд=509,2 |
Хв=552,16 |
|
Yд=93,8 |
Yв=84,16 |
||||
Координаты: ТП 1 X=181 ,Y=438,7 ; ТП 2 X=723,45,Y=674,05 ;
ТП 3 X=530,68 , Y=88,98 ;
Полученные координаты точек определяют центры нагрузок потребителей, в них устанавливают понизительные ТП.
3.2 Разработка схем электрических сетей 0,38 кВ и 10 кВ.
В качестве электрических распределительных 0,38 кВ и питающих 10 кВ сетей используются воздушные линии. Конфигурации ВЛ разрабатывается в соответствие с планом электроснабжения района на принципах кратчайшей сети и равномерности нагрузки по линиям. Схема распределения сети 0,38кВ приведена на рис.1 и схема сети 10 кВ на рис. 2.
Количество ТП – 3шт.
Рис. 1. Схема распределительной сети 0,38 кВ (шаг масштабной сетки 50м)
Рис. 2. Схема сети 10 кВ (шаг масштабной сетки 1000 м)
3.3 Расчёт нагрузок на шинах ТП 0,4 кВ
Определяем
соответствующие полные мощности
на шинах ТП 0,4 кВ
по следующей формуле:
где:
– средне
взвешенный коэффициент мощности,
принимаемый в зависимости от характера
нагрузки.
Расчётные нагрузки потребителей для вечернего максимума на участках ВЛ 0,38 кВ необходимо определять с учётом наружного освещения.
Нагрузки
потребителей, значительно отличающихся
по мощности, и нагрузки разнородных
групп суммируются отдельно. Для этого
к большей нагрузке прибавляется величина
,соответствующая
меньшей из слагаемых нагрузок.
где:
P – значение суммарной нагрузки, кВт;
– значение
наибольшей нагрузке в группе;
– значение
добавочных мощностей всех нагрузок за
исключением наибольшей, кВт;
– средне взвешенный коэффициент мощности, принимаемый в зависимости от характера нагрузки
– расчётная нагрузка i–го потребителя
=
(11,7*0,92+14*0,85+15*0,85+2*0,85+20*0,7+40*0,7)/
(11,7+14+15+2+20+40)=0,77
S = 78,1/0,77=101,43
(33,7*0,96+20,5*0,9+8,68*0,9+4,3*0,9+10,85*0,75+21,21*0,75)/
(33,7+20,5+8,68+4,3+10,85+21,21) = 0,87
S = 74,6/0,87=85,75
Результаты сводим в таблицу 3.2
Таблица 3.2
№ ТП |
№ Потр. |
|
|
|
|||
Д |
В |
Д |
В |
Д |
В |
||
1 |
1 |
11,7 |
33,7 |
0,92 |
0,96 |
12,7 |
35,1 |
2 |
14 |
20,5 |
0,85 |
0,9 |
16,5 |
22,8 |
|
4 |
15 |
8,68 |
0,85 |
0,9 |
17,6 |
9,64 |
|
6 |
2 |
4,3 |
0,85 |
0,9 |
2,4 |
4,8 |
|
9 |
20 |
10,85 |
0,7 |
0,75 |
28,6 |
14,5 |
|
15 |
40 |
21,21 |
0,7 |
0,75 |
57,1 |
28,28 |
|
|
|
78,1 |
74,6 |
0,77 |
0,87 |
101,43 |
85,75 |
2 |
5 |
5 |
17,75 |
0,85 |
0,9 |
5,9 |
19,7 |
7 |
4 |
4,33 |
0,85 |
0,9 |
4,7 |
4,8 |
|
8 |
15 |
7,43 |
0,85 |
0,9 |
17,7 |
8,3 |
|
16 |
24,8 |
62,73 |
0,64 |
0,64 |
38,8 |
88,6 |
|
|
|
39,4 |
81,13 |
0,74 |
0,72 |
53,5 |
112,7 |
3 |
10 |
12 |
1,85 |
0,7 |
0,75 |
17,14 |
2,5 |
11 |
56 |
35,27 |
0,75 |
0,85 |
74,6 |
41,5 |
|
12 |
18 |
17,29 |
0,75 |
0,85 |
24 |
20,3 |
|
13 |
18,75 |
19,48 |
0,7 |
0,75 |
26,7 |
26 |
|
19 |
15 |
5,286 |
0,85 |
0,9 |
17,6 |
5,9 |
|
|
|
90,55 |
61,52 |
0,73 |
0,83 |
124 |
74,1 |
3.4 Выбор мощности трансформатора на ТП 10/0,4 кВ
Силовой трансформатор ТП выбирается по условиям работы в нормальном режиме по экономическим интервалам нагрузки с учетом допустимых систематических перегрузок.
где:
-
соответственно нижняя и верхняя границы
интервалов нагрузки
для
трансформаторов принятой номинальной
мощности.
-
расчетная нагрузка, в качестве которой
используется наибольшее значение -
определенной в разделе 3.3[см.табл 3.2].
По экономическим интервалам нагрузок [прил.4 табл.6: метод. Белый В.Б.] выбираем трансформаторы:
ТП
1
ТМ-63
ТП
2
ТМ-63
ТП
3
ТМ-100
4. Электрический расчет сети 0,38 кВ
Электрический расчет сети 0,38 кВ производим по методу экономической плотности тока с последующей проверкой по потере напряжения.
4.1 Выбор сечения и марки проводов
При проектировании линии важно обеспечить такие условия, чтобы расчетные приведенные затраты на передачу электроэнергии были наименьшими. В значительной степени это зависит от выбранного сечения проводов. Из соображения экономии проводникового металла всегда стремятся брать наименьшие сечения. Рекомендуемые ПУЭ экономическая плотность тока для неизолированных алюминиевых проводов (А) при продолжительности использования максимума нагрузки приведены в таблице V.1 [1]. При заданной экономической плотности тока экономическое сечение участка сети
где:
- расчетный ток i-го участка, А
Fi — экономическое сечение i-го участка сети, мм2;
-
расчетный эквивалентный ток , А;
-
полная мощность i-го
участка магистрали, кВА;
J = 1,3- экономическая плотность тока для алюминия, А/мм2.
[табл.1,прил. 5методичка ]
Сечение, полученное в результате указанного расчета, округляется до ближайшего стандартного сечения.
где:
- расчетный ток i-го участка, А
- расчетный эквивалентный ток , А
и
- ток и длина i-го
участка линии электропередач.
ТП-1 Л1
=57,1
кВА
Принимаем стандартное сечение А70
ТП-1 Л2
А
А
Сечение, полученное в результате указанного расчета, округляется до ближайшего стандартного сечения. Принимаем стандартное сечение А16
ТП-1 Л3
А
А
Принимаем стандартное сечение А16
ТП-1 Л4
Принимаем стандартное сечение А35
ТП-2 Л1
А
А
Принимаем стандартное сечение А16
ТП-2 Л2
А
А
Принимаем стандартное сечение А95
ТП-3 Л1
Принимаем стандартное сечение А95
ТП-3 Л2
Принимаем стандартное сечение А25
ТП-3 Л3
А
А
А
Принимаем стандартное сечение А25