Нагрузка ТП хозяйства ОАО «Отечество»


1 Общая часть

1.1 Характеристика потребителей электрической энергии

 

ОАО «Отечество» Пружанского района образовано в декабре 2001 г. на базе совхоза «60 лет БССР» согласно Декрету Президента Республики Беларусь от 20.03.1998 года. В настоящее время в состав предприятия входит 25 населенных пункта. На территории предприятия расположено 3 школы, 4 клуба, врачебные амбулатории, фельдшерско-акушерский пункт, 1 православная церковь. Основное направление деятельности предприятия - производство мяса КРС, молока, выращивание зерновых культур, картофеля и продукции садоводства. Общая земельная площадь предприятия – 17142 га, из нее сельхозугодий – 15813 га, в том числе пашни – 7750 га. Распаханность земель – 49%, балл пашни – 32,0,  бал сельскохозяйственных угодий – 28,5. Почвы по механическому составу: 46,5% занимают торфяно-болотные почвы, 29,6%- песчаные, 23,6%- супесчаные, 0,3% - суглинистые. Списочная численность работающих на 1 января 2012 года составляет 668 человек, средний возраст работающих - 40 лет. На предприятии работает 366 мужчин и 302 женщины.

Производственная структура  ОАО "Отечество" представлена тремя  участками: Кобыловка, Хорева, Смоляны. В хозяйстве имеется комплекс по доращиванию и откорму КРС 11500 постановочных мест, 5 молочно-товарных комплекса, ферма по выращиванию коров мясного направления, и комплекс по выращиванию нетелей на 2600 постановочных мест. По состоянию на 1 июля 2012 года численность поголовья КРС  составила 19468 голов, в том числе коров - 4778 голов. Валовое производство молока за январь -июнь в 2012 году составило 10872 тонн. Объем реализации молока составил 9749 тонн, товарность молока - 88,7%. Рентабельность производства молока 34,5%. Валовый привес крупного рогатого скота за январь-июнь в 2012 году в целом по хозяйству составил 1707 тонн. Рентабельность производства мяса крупного рогатого скота 7,6%.

Все электроприемники согласно ПУЭ по надежности электроснабжения подразделяются на три категории.

В сельском хозяйстве к  электроприёмникам первой категории относятся следующие потребители: фермы молочного направления на 400 голов и более, комплексы по выращиванию и откорму молодняка крупного рогатого скота  на 5 тыс. и более голов в год, комплексы по выращиванию и откорму 12 тыс. и более свиней в год.

Данные потребители   должны   быть   обеспечены электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания. Перерыв в электроснабжении потребителей первой категории допускается только


на время автоматического  ввода резервного питания.

К электроприемникам второй категории относятся потребители, перерыв в электроснабжении которых приводит к массовому недоотпуску продукции, простою рабочих и механизмов. К потребителям второй категории в сельском хозяйстве относятся: животноводческие фермы до 400 голов КРС и до 12 тысяч свиней, тепличные комбинаты и комплексы, кормоприготовительные   заводы   и   отдельные   цеха   с   использованием механизации приготовления и раздачи кормов. Электроприемники и потребители второй категории рекомендуется обеспечивать от двух независимых взаимно резервирующих источников питания так же, как и потребителей первой категории. Перерыв в электроснабжении допускается лишь на время, необходимое для включения резервного питания действиями оперативного персонала.

К электроприемникам третьей категории относятся все остальные потребители, которые не вошли в первую и вторую категории. Электроприемники и потребители третьей категории могут обеспечиваться от одного источника питания при условии, что перерыв в электроснабжении, вызванный ремонтом или заменой поврежденных элементов системы, электроснабжения, не превышает одних суток.                 

 

1.2 Подсчёт электрических нагрузок

 

Для расчёта сельских электрических  сетей необходимо определять нагрузки отдельных потребителей и их групп... Различают максимумы нагрузки дневной и вечерней. За расчетный период принимается такой период, когда нагрузка, постепенно увеличиваясь, достигает расчётного значения. При проектировании этот период берется 5-10 лет. Все расчеты будем вести согласно Норм проектирования электрических сетей 0,38-10 кВ (НПС 0,38-10) сельскохозяйственного назначения и Правил устройства электроустановок (ПУЭ), методом суммирования.

Проектирование сельских электрических установок производится для 2-ух уровней нагрузки – дневного и вечернего максимума. Обычно производственные потребители максимум нагрузки потребляют в вечернее время. Чтобы определить нагрузку для дневного и вечернего максимумов необходимо знать коэффициент участия зданий в дневное и вечернее время.[2], [10]

 

Рисунок 1 – Расчётная схема ТП-1


Произведём подсчёт  нагрузок для каждой отходящей линии  ТП-1 в дневное и вечернее время:

                                           Рдн. уч.= Рдн. max + ∑ΔP,                                        (1)

                                          Рвеч. уч.= Рвеч. max + ∑ΔP,                                            (2)

где Рдн. уч – мощность нагрузки днём, кВт;

Рвеч. уч – мощность нагрузки вечером, кВт;

ΔP – надбавки на нагрузку, кВт.

Рдн. 0-1 = 150 кВт;

Рдн. 2-3 = 70 кВт;

Рдн. 0-2 = 70+17,7 = 87,7 кВт;

Рдн. 6-7 = 60 кВт;

Рдн. 4-6 = 60+12,5 = 72,5 кВт;

Рдн. 4-5 = 7 кВт;

Рдн. 0-4 = 60 кВт;

Рдн. 0-8 = 155 кВт;

Рдн. 0-9 = 140 кВт;

Рдн. 10-11= 100 кВт;

 

 

 

Рвеч. 0-1 = 140 кВт;

Рвеч. 2-3 = 45 кВт;

Рвеч. 0-2 = 45+17,7 = 62,7 кВт;

Рвеч 6-7 = 40 кВт;

Рвеч. 4-6 = 40+9,2 =49,2 кВт;

Рвеч. 4-5 = 10 кВт;

Рвеч. 0-4 = 40 кВт;

Рвеч. 0-8 = 145 кВт;

Рвеч. 0-9 = 125 кВт;

Рвеч. 10-11 = 150 кВт;

 

 


Рдн. 0-10 = 100+69 = 169 кВт;

Рдн. 0-12 = 120 кВт;

Рдн. 0-13 = 45 кВт;

Рдн. 14-15 = 50 кВт;

Рдн. 0-14 = 80+34 = 114 кВт;

Рдн. 0-16 = 190 кВт;

Рвеч. 0-10 = 150+62 = 212 кВт;

Рвеч. 0-12 = 100 кВт;

Рвеч. 0-13 = 20 кВт;

Рвеч. 14-15 = 50 кВт;

Рвеч. 0-14 = 60+34 = 94 кВт;

Рвеч. 0-16 = 250 кВт.

Определим полную дневную и вечернюю мощность на участках:

                                               Sдн. уч =,                                              (3)

                                              Sвеч. уч =,                                            (4)

где Sдн. уч. – полная дневная мощность участка, кВА;

Sвеч. уч. – полная вечерняя мощность участка, кВА;

Рдн. уч – мощность нагрузки днём, кВт;

Рвеч. уч – мощность нагрузки вечером, кВт;

соsфдн – коэффициент дневной мощности. Принимаем соsфдн = 0,8;

соsфвеч – коэффициент вечерней мощности. Принимаем соsфвеч = 0,83.

Sдн. 0-1 = = 187,5 кВА;

Sдн. 2-3 = = 87,5 кВА;

Sдн. 0-2 = = 109,6 кВА;

Sдн. 6-7 = = 75 кВА;

Sдн. 4-6 = = 90,6 кВА;

Sдн. 4-5 = = 8,75 кВА;

Sдн. 0-4 = = 134 кВА;

Sдн. 0-8 = = 194 кВА;

Sдн. 0-9 = = 175 кВА;

Sдн. 10-11 = = 125 кВА;

Sдн. 0-10 = = 21 кВА;

Sдн. 0-12 = = 150 кВА;

Sдн. 0-13 = = 56 кВА;

Sдн. 14-15 = = 62,5 кВА;

 

Sвеч. 0-1 = = 169 кВА;

Sвеч. 2-3 = = 54,2 кВА;

Sвеч. 0-2 = = 75,5 кВА;

Sвеч 6-7 = = 50 кВА;

Sвеч. 4-6 = = 59,3 кВА;

Sвеч. 4-5 = = 12 кВА;

Sвеч. 0-4 = = 110,5 кВА;

Sвеч. 0-8= = 175 кВА;

Sвеч. 0-9 = = 150 кВА;

Sвеч. 10-11 = = 180 кВА;

Sвеч. 0-10 = = 255,5 кВА;

Sвеч. 0-12 = = 120,5 кВА;

Sвеч. 0-13 = = 24 кВА;

Sвеч. 14-15 = = 60,2 кВА;

 

Sдн. 0-14 = = 142,5 кВА;

Sдн. 0-16 = = 237,5 кВА;

Sвеч. 0-14 = = 114 кВА;

Sвеч. 0-16 = = 302 кВА.


Определим нагрузки наружного (уличного) освещения согласно РУМ:

                         Рул.о. = 250 + 3В×периметр обьекта,                                 (5)

где Рул.о. – нагрузки уличного освещения, кВт.

Рул.о. = 250×24 +3×5500 = 22500Вт = 22,5 кВт.

Итоги расчётов электрических  нагрузок на шины ТП-1 заносим в таблицу 1.

 

Таблица 1 – Подсчёт электрических нагрузок ТП-1

 

№

линии и участка

Рдн,

кВт

Рвеч,

кВт

cosф дн.

cosф веч.

Sдн,

кВт

Sвеч,

кВт

Длина участка,

км

Рн.о.,

кВТ

Л-1

0-1

 

150,0

 

140,0

 

 

0,8

 

 

 

 

 

 

0,83

 

 

 

 

 

187,5

 

169,0

 

0,19

22,5

Л-2

0-2

2-3

 

87,7

70,0

 

62,7

45,0

 

109,6

87,5

 

75,5

54,2

 

0,24

0,09

Л-3

0-4

4-5

4-6

6-7

 

107,0

7,0

72,5

60,0

 

91,7

10,0

49,2

40,0

 

134,0

8,7

90,6

75,0

 

110,5

12,0

59,3

50,0

 

0,12

0,06

0,15

0,10

Л-4

0-8

 

155,0

 

145,0

 

194,0

 

175,0

 

0,12

Л-5

0-9

 

140,0

 

125,0

 

175,0

 

150,0

 

0,12

Л-6

0-10

10-11

 

169,0

100,0

 

212,0

150,0

 

212,0

125,0

 

255,5

180,0

 

0,11

0,05

Л-7

0-12

 

120,0

 

100,0

 

150,0

 

120,5

 

0,18

Л-8

0-13

 

45,0

 

20,0

 

56,0

 

24,0

 

0,23

Л-9

0-14

14-15

 

114,0

50,0

 

94,0

50,0

 

142,5

62,5

 

114,0

60,2

 

0,05

0,05

Л-10

0-16

 

190,0

 

250,0

 

237,5

 

302,0

 

0,10


 

 

Рисунок 2 – Расчётная схема ТП-2


Произведём подсчёт  нагрузок для каждой отходящей линии  ТП-2 в дневное и вечернее время:

Рдн. 0-1 = 0 кВт;

Рдн. 0-2 = 0 кВт;

Рдн. 0-3 = 80 кВт;

Рдн. 4-5 = 70 кВт;

Рдн. 0-4 = 70+17,7= 87,7 кВт;

Рдн. 0-6 = 250 кВт;

Рдн. 7-8 = 60 кВт;

Рдн. 0-7 = 60+30,2=90,2 кВт;

Рдн. 0-9 = 80 кВт;

Рвеч. 0-1 = 16 кВт;

Рвеч. 0-2 = 15 кВт;

Рвеч 0-3 = 50 кВт;

Рвеч. 4-5 = 45 кВт;

Рвеч. 0-4 = 45+17,7 = 62,7 кВт;

Рвеч. 0-6 = 210 кВт;

Рвеч. 7-8 = 40 кВт;

Рвеч. 0-7 = 50+26,5 = 76,5 кВт;

Рвеч. 0-9 = 60 кВт.

Определим полную дневную и вечернюю мощность на участках:

Sдн. 0-1 = = 0 кВА;

Sдн. 0-2 = = 0 кВА;

Sдн. 0-3 = = 100 кВА;

Sдн. 4-5 = = 87,5 кВА;

Sдн. 0-4 = = 109,6 кВА;

Sдн. 0-6 = = 312,5 кВА;

 

Sвеч. 0-1 = = 7,5 кВА;

Sвеч. 0-2 = = 16,3 кВА;

Sвеч. 0-3 = = 62,5 кВА;

Sвеч. 4-5 = = 54,2 кВА;

Sвеч. 0-4 = = 75,5 кВА;

Sвеч. 0-6 = = 253 кВА;

 

Sдн. 7-8 = = 75 кВА;

Sдн. 0-7 = = 113 кВА;

Sдн. 0-9 = = 100 кВА;

Sвеч. 7-8 = = 48 кВА;

Sвеч. 0-7 = = 92 кВА;

Sвеч. 0-9 = = 72,5 кВА.

Итоги расчётов электрических нагрузок на шины ТП-2 заносим в таблицу 2.


Таблица 2 – Подсчёт электрических нагрузок ТП-2

 

№

линии и участка

Рдн,

кВт

Рвеч,

кВт

cosф дн.

cosф веч.

Sдн,

кВт

Sвеч,

кВт

Длина участка,

км

Рн.о.,

кВТ

Л-1

0-1

 

0

 

16,0

 

0,8

 

 

0,83

 

 

0

 

19,2

 

1,40

22,5

Л-2

0-2

 

0

 

15,0

 

0

 

18,0

 

0,95

Л-3

0-3

80,0

50,0

100,0

60,2

0,09

Л-4

0-4

4-5

 

87,7

70,0

 

62,7

45,0

 

109,6

87,5

 

75,5

54,2

 

0,21

0,09

Л-5

0-6

 

250,0

 

210,0

 

312,5

 

253,0

 

0,08

Л-6

0-7

7-8

 

90,2

60,0

 

76,5

40,0

 

113,0

75,0

 

92,0

48,0

 

0,12

0,09

Л-7

0-9

 

80,0

 

60,0

 

100,0

 

72,3

 

0,13


 

 

1.3 Выбор мощности трансформаторов, числа трансформаторов,

количества трансформаторных подстанций и место установки

 

Мощность и число трансформаторов  понижающих подстанций выбирают по расчётной  мощности на шинах низшего напряжения с учётом перегрузочной способности трансформаторов и требований по обеспечению необходимой степени надёжности электроснабжения потребителей.

На подстанциях устанавливают  один или два трансформатора. На двух трансформаторных подстанциях рекомендуется устанавливать трансформаторы одинаковой мощности, причём мощность каждого из них должна составлять 65-70% мощности подстанции на конец расчётного периода.


Расчётная мощность трансформатора потребительской подстанции определяется путём сложения расчётных мощностей первых от подстанции участков линии, отдельно для дневного и вечернего максимума нагрузок. Наибольшая мощность одной из линии применяется без изменений, а мощности остальных прибавляются уменьшенными в соответствии с таблицей надбавок.

Площадку для установки  трансформаторной подстанции нужно  выбирать на незаселённой местности, не затопляемой паводковыми водами, в центре нагрузок или вблизи от него, по возможности близко от населённого  пункта, автодороги, железнодорожной  станции. Площадка должна иметь по возможности инженерно-геологические условия, допускающие строительство без устройства дорогостоящих заземлений и фундаментов под оборудование и не вызывать большого объёма планировочных работ.

Компоновка оборудования подстанции должна обеспечить простые  и удобные подходы и выходы воздушных линий всех напряжений с минимальным числом пересечений и углов, удобные подъезды передвижных средств и механизмов для транспортировки и ремонта оборудования, возможность дальнейшего расширения подстанции, если это предусмотрено схемой перспективного развития. [6]

Определим дневной и вечерний максимум нагрузок на шинах ТП-1:

                                          Рдн. тп-1= Рдн. max + ∑ΔP,                                              (6)

                                          Рвеч. тп-1= Рвеч. max + ∑ΔP,                                           (7)

где Рдн. max – наибольшая дневная нагрузка, кВт;

Рвеч. max – наибольшая вечерняя нагрузка, кВт;

ΔP – надбавки оставшихся нагрузок, кВт.

Рдн. тп-1 = 190+108+60,6+74+112+100+122,5+84+30,2+80 = 961,3 кВт;

Рвеч. тп-1 = 250+100+43+63,4+104+88+160+69+12,5+64,8 = 954,7 кВт.

К суммарной вечерней нагрузке прибавляем нагрузку наружного  освещения:

Рвеч. тп-1= 954,7+22,5 = 977,2 кВт.

Определим полные дневные и вечерние мощности на шинах  ТП-1:

                                                   Sдн. тп-1 =(8)

                                                   Sвеч. тп-1 =(9)

где cosфдн – коэффициент мощности для дневной нагрузки. Принимаем    cosфдн= 0,8;

cosфвеч – коэффициент мощности для вечерней нагрузки. Принимаем cosфдн  = 0,83;

Рдн. тп-1 – дневной максимум нагрузок на шинах ТП-1, кВт;

Рвеч. тп-1 – вечерний максимум нагрузок на шинах ТП-1, кВт.

Sдн. тп-1 == 1201,6 кВА;

Sвеч. тп-1 == 1177,3 кВА.


С учётом категории потребителей по надёжности электроснабжения на подстанции ТП-1 устанавливаем два силовых трансформатора типа ТМН - 1600/10, одинаковой мощности. Мощность трансформатора определяем по наибольшей полной расчётной нагрузке. Номинальные данные трансформаторов приведём в таблице 3.[6], [14]

 

Таблица 3 – Номинальные данные трансформаторов ТП-1

 

Параметр

Значение параметра

Номинальная мощность,Sн.т, кВА

1600

Потери короткого замыкания, ∆Рк.з, кВт

16,5

Потери холостого хода ∆Рх.х , Вт

3,3

Напряжение короткого  замыкания Uк, %

5,5

Сопротивление тр-ра при однофазном к.з,Zт/3, Ом      

0,016


 

Определим дневной и вечерний максимум нагрузок на шинах ТП-2:

Рдн. тп-2= 250+0+0+55+60,6+62+55=482,6 кВт;

Рвеч. тп-2=210+9,8+9,2+34+43+53+41=400 кВт.

К суммарной вечерней нагрузке прибавляем нагрузку наружного  освещения:

Рвеч. тп-2= 400+22,5=422,5 кВт.

Определим полные дневные и вечерние мощности на шинах  ТП-2:

Sдн. тп-2 == 603,25 кВА;

Sвеч. тп-2 == 509 кВА.

 С учётом категории потребителей по надёжности электроснабжения на подстанции ТП-2 устанавливаем два силовых трансформатора типа ТМ - 630/10, одинаковой мощности. Мощность трансформатора определяем по наибольшей полной расчётной нагрузке. Номинальные данные трансформаторов приведём в таблице  4.[6], [14]

Таблица 4 – Номинальные данные трансформаторов ТП-2

 

 

 

 

Параметр

Значение параметра

Номинальная мощность,Sн.т, кВА

630

Потери короткого замыкания, ∆Рк.з, кВт

7,6

Потери холостого хода ∆Рх.х  Вт

1,31

Напряжение короткого  замыкания Uк,%

5,5

Сопротивление тр-ра при однофазном к.з,Zт/3,Ом      

0,014


 

1.4 Определение допустимых потерь напряжения


Наиболее важным параметром качества электроэнергии является уровень напряжения у потребителя. Для обеспечения допустимых отклонений напряжения необходимо при проектировании электрических сетей рассчитывать допустимые потери напряжения.

Исходными данными для  расчёта допустимых потерь напряжения является допустимые отклонения напряжения у потребителя, уровень напряжения в центре питания, в момент максимальных и минимальных нагрузок и наличие средств регулирования напряжения.

По нормам правил ПУЭ (правила  устройства электроустановок) отклонения напряжения должны составлять ±5% от номинального напряжения.

Номинальные потери напряжения для сети 10 и 0,4 кВ определяем путём  составления таблицы отклонений напряжений. [1], [11]

Уровень напряжения на шинах  районной трансформаторной подстанции составляет:

δ±7,5 %;

δ±0 %.

Составим таблицу 5 отклонений напряжений.

Таблица 5 – Отклонение напряжений ТП-1 и ТП-2

Звено электрической

сети

ТП-1 и ТП-2

Нагрузка %

100

25

1

2

3

Шины 10кВ РТП

+7,5

+0

ВЛ - 10кВ РТП

-9,6

-2


 

 

Продолжение таблицы 5

1

2

3

Потребительский трансформатор 10/0,4 кВ

а) потеря напряжения

 

б) надбавка напряжения

 

 

-4

 

 

-1

+7,5

+7,5

ВЛ – 380/220 В

-6,4

-0

Уровень напряжения у потребителя

-5

+4,5



Определим допустимую потерю напряжения как разность отклонений напряжений в начале и в конце сети:

Δ= +7,5 - 4 + 7,5 - (-5) = 16%.

Распределяем на линии 10 кВ и 0,4 кВ в следующем отклонении – на ЛЭП 10кВ – 60 % на 0,4кВ – 40 %:

Δ.

Определяем уровень напряжения у потребителя при минимальной 25% нагрузке:

δ+0-2-1+7,5- 0 = +4,5 %;

δ≤5 %.

4,5≤5% - меньше допустимого  значения, отклонения при минимальной  нагрузке будут в норме.

 

1.5 Электрический расчёт сети напряжением 0,38 и 10 кВ

 

Электрический расчёт сети ТП-1 напряжением 0,38 кВ

 

Расчёт производим по длительно  допустимому току, в зависимости  от допустимой температуры нагрева и по допустимой потере напряжения. Составим расчётную схему, согласно таблице расчёта электрических нагрузок.


Рисунок 3 – Расчётная схема ТП-1, согласно таблицы подсчёта электрических нагрузок

 

Порядок расчёта:

  1. Определим рабочие максимальные токи на каждой отходящей линии по нагрузке головного участка:

                                                       Iраб max Л =,                                            (10)

где - максимальная мощность головного участка, кВА;

U – напряжение сети, кВ.

 

Iраб max Л-1 == 270,9 A;

Iраб max Л-6 == 369,2 A;

Iраб max Л-2 == 158,4 A;

Iраб max Л-3 == 193,7 A;

Iраб max Л-4 == 280,3 A;

Iраб max Л-5 == 252,9 A;

Iраб max Л-7 == 216,8 A;

Iраб max Л-8 == 80,9 A;

Iраб max Л-9 = = 205,9 A;

Iраб max Л-10 = = 343,2 A.


  1. Определим длительно допустимый ток для каждой отходящей линии:

                                          Iдоп Л-1 = K1× K2× Iраб max Л,                                        (11)

где Iраб max Л – рабочий максимальный ток линии, А;

K1, K2 – поправочные коэффициенты учитывающие число рядом проложенных кабелей. Принимаем K1× K2 = 1,04×0,87.

Iдоп  Л-1= 1,04×0,87×270,9 = 245,1 А;

Iдоп  Л-2= 1,04×0,87×158,4 = 143,3 А;

Iдоп  Л-3= 1,04×0,87×193,7 = 175,3 А;

Iдоп  Л-4= 1,04×0,87×280,3 = 253,6 А;

Iдоп  Л-6= 1,04×0,87×369,2 = 334 А;

Iдоп  Л-7= 1,04×0,87×216,8 = 196,2 А;

Iдоп  Л-8= 1,04×0,87×80,9 = 73,2 А;

Iдоп  Л-9= 1,04×0,87×205,9 = 186,3 А;

Iдоп  Л-5= 1,04×0,87×252,9 = 228,8 А;            Iдоп  Л-10= 1,04×0,87×343,2 = 310,5 А.

  1. По таблицам допустимых токов выбираем марки и сечения кабелей и произведём проверку по допустимой потере напряжения:

ЛИНИЯ-1

Iдоп  Л-1=245,1 А;

Iдоп  таб≥ Iдоп  Л-1;

Iдоп  таб= 265 А;

265А≥ 245,1 А.

СБУ 4×70 + 1×90

Проверка: 

                                      ΔUдейст=×(R0×cosф+Х0×siф),                              (12)

где – максимальная мощность  участка, кВА;

U – номинальное напряжение сети, кВт;

R0 – активное сопротивление токоведущей жилы, Ом/км;

соsф – коэффициент мощности. Принимаем соsф =0,85;

Х0 – индуктивное сопротивление токоведущей жилы. Принимаем

Х0 = 0,35 Ом/км;

sinф – синус мощности. Выбираем по справочнику для соsф =0,85, принимаем sinф = 0,52;

 – длина участка, км.

ΔUдейст =×(0,28×0,85+0,35×0,52) = 89×(0,087+0,182) = 23,9 В.

Переведём ΔUдейст в проценты, оно должно быть не больше 6,4 %.

 

= 5,9%;


6,4%≥5,9%Данное сечение кабеля подходит по потере напряжения с запасом.

ЛИНИЯ-2

Iдоп  Л-1=143,3 А;

Iдоп  таб≥ Iдоп  Л-2;

Iдоп  таб= 395 А;

395А≥ 143,3 А.

СБУ 4×150 + 1×90

Проверка:

ΔUдейст уч 0-2 = ×(0,123×0,85+0,35×0,52) = 65,7×(0,104+0,182) = 18,8 В;

ΔUдейст уч 2-3 =×(0,123×0,85+0,35×0,52) = 19,6×(0,104+0,182) = 5,6 В.

Переведём ΔUдейст в проценты:

= 4,7%;

= 1,4%;ΔUдейст л-2 = 4,7+1,4 = 6,1%;

6,4%≥6,1%.Данное сечение кабеля подходит по потере напряжения с запасом.

ЛИНИЯ-3

 

Iдоп  Л-1=175,3 А;

Iдоп  таб≥ Iдоп  Л-3;

Iдоп  таб= 450 А;

450 А≥ 175,3 А.

СБУ 4×185 + 1×90

Проверка:

ΔUдейст уч 0-4 =×(0,103×0,85+0,35×0,52) = 40,2×(0,08+0,182) = 10,5 В;

ΔUдейст уч 4-5 =×(0,103×0,85+0,35×0,52) = 19,6×(0,08+0,182) = 0,47 В;

ΔUдейст уч 4-6 =×(0,103×0,85+0,35×0,52) = 34×(0,08+0,182) = 8,9 В;

ΔUдейст уч 4-5 =×(0,103×0,85+0,35×0,52) = 18,75×(0,08+0,182) = 4,9 В.

Переведём ΔUдейст в проценты:

= 2,6%;

= 0,1%;          = 2,2%;

= 1,2%;ΔUдейст л-2 = 2,6+0,1+2,2+1,2 = 6,1%;

6,4%≥6,1%.Данное сечение кабеля подходит по потере напряжения с запасом.

Нагрузка ТП хозяйства ОАО «Отечество» 📙 Курсовая → 🆔 135914

Нагрузка ТП хозяйства ОАО «Отечество» 📙 Курсовая → 🆔 135914

Нагрузка ТП хозяйства ОАО «Отечество»