Электроснабжение сельского населенного пункта

МИНИСТЕРСТВО СЕЛЬСКОГО ХОЗЯЙСТВА РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

БРЯНСКАЯ ГОСУДАРСТВЕННАЯ СЕЛЬСКОХОЗЯЙСТВЕННАЯ АКАДЕМИЯ

КАФЕДРА СИСТЕМ ЭНЕРГООБЕСПЕЧЕНИЯ

Курсовой проект

по дисциплине: Электроснабжение сельского хозяйства

на тему:

Электроснабжение сельского населенного пункта

Брянск 2009

Содержание

1. Введение

2. Исходные данные

3. Расчёт электрических нагрузок населённого пункта

4. Определение места расположения трансформаторной подстанции. Выбор конфигурации сети 0,38 кВ. Определение координат центра электрических нагрузок

5. Определение электрических нагрузок сети 0,38 кВ

6. Определение числа и мощности трансформаторов на подстанции

7. Выбор типа подстанции

8. Определение места расположения распределительной подстанции. Конфигурация сети высокого напряжения и определение величины высокого напряжения

9. Определение нагрузок в сети высокого напряжения

10 Расчёт сечения проводов сети высокого напряжения

11. Определение потерь напряжения в высоковольтной сети и трансформаторе

12. Определение потерь мощности и энергии в сети высокого напряжения и трансформаторе

13. Определение допустимой потери напряжения в сети 0,38 кВ

14. Определение сечения проводов и фактических потерь напряжения, мощности и энергии в сетях 0,38 кВ

15 Расчёт сети по потере напряжения при пуске электродвигателя

16. Расчёт токов короткого замыкания

17. Выбор и проверка аппаратуры высокого напряжения ячейки питающей линии

18. Выбор и проверка высоковольтной и низковольтной аппаратуры на подстанции

19. Выбор устройств от перенапряжений

20. Расчёт контура заземления подстанции

21. Определение себестоимости распределения электроэнергии

Список литературы

Введение

Еще в первые месяцы после Великой Октябрьской социалистической революции В.И. Лениным была сформулирована задача о необходимости обратить особое внимание на электрификацию промышленности и транспорта и применение электричества к земледелию. Проблема электрификации всех отраслей народного хозяйства, а, следовательно, и электроэнергетики начиная с конца XIX века стояла, достаточно остро во всех странах в связи с высокими технико-экономическими показателями электрической энергии, легкостью ее преобразования в другие виды энергии и простотой передачи на расстояние. К началу первой мировой войны (1914 г.) электроэнергетическая база ведущих мировых стран развивалась весьма быстрыми темпами, но царская Россия, несмотря на огромные запасы топлива, и гидроресурсов, и в этой ведущей отрасли народного хозяйства заметно отставала от других капиталистических стран по установленной мощности на электростанциях и по производству электрической энергии.

В настоящее время развитие сельского электроснабжения в основном пойдет по линии развития существующих и строительства новых сетей, улучшения качества электроэнергии, поставляемой сельским потребителям, и особенно повышения надежности электроснабжения. Одновременно, конечно, будет продолжаться процесс электрификации сельских районов, удаленных от мощных энергосистем, путем строительства укрупненных колхозных и межколхозных электростанций с использованием дизельного топлива, а также гидроэнергии малых и средних водотоков существенно увеличиваются.

Следует подчеркнуть, что в настоящее время степень загруженности существующих сельских электрических сетей и потребительских подстанций для подавляющего большинства территории нашей страны невелика, и важной задачей, разрешение которой способно повысить рентабельность сельского электроснабжения - является широкое внедрение электроэнергии в производственные процессы сельского хозяйства и в быт сельского, населения.

Исходные данные

№ п.п.		Наименование		шифр		Дневной максимум						Вечерний максимум
						Рд, кВт		Qд, квар		Sд, кВА		Рв, кВт	Qв, квар	Sв, кВА
				ТП-1
1		Кормоцех птицефермы на 25-30 тыс. кур		158		25		20		32,01		10	7	12,2
2		Прачечная производительностью 1,0 т белья/смену		565		25		15		29,15		25	15	29,15
3		Пункт технического обслуживания машин и оборудования на фермах		371		10		7		12,2		5	4	6,4
4		Комбикормовый цех производительностью 50 т/смену		196		190		160		248,39		190	160	248,39
5		Административное здание (контора колхоза-совхоза) на 35-50 рабочих мест		519		25		18		30,8		10	0	10
				ТП-2
6		Птичник на 8 тыс. молодняка		155		25		12		27,73		25	12	27,73
7		Гречерушка		352		3		2		3,6		1	0	1
8		Зернохранилище с передвижными механизмами емкостью 500 т		311		10		10		14,14		5	3	5,83
9		Коровник привязного содержания механизированной уборки навоза на 200 коров с электроводонагревателем на 200 коров		107		15		13		19,84		15	13	19,84
10		Баня на 5 мест		559		3		2		3,6		3	0	3
				ТП-3
11		Крупорушка		350		12		10		15,62		1	0	1
12		Площадка по откорму КРС на 6000 голов		36		155		140		208,86		90	80	120,41
13		Кумысная ферма на 100 кобылиц		76		25		15		29,15		30	15	33,54
14		Прачечная производительностью 0,5 т белья/смену		564		20		13		23,85		20	13	23,85
15	Инкубаторий на 4 инкубатора		167		30		0		30		30		0	30
			ТП-4
16	Хлебопекарня производительностью 3 т/сутки		356		5		4		6,4		5		4	6,4
17	Ферма выращивания уток на 15 тыс. утят		60		45		20		49,24		45		20	49,24
18	Коровник привязного содержания механизированной уборки навоза на 100 коров		104		4		4		5,65		4		4	5,65
19	Коровник привязного содержания механизированной уборки навоза на 200 коров с электроводонагревателем на 100 коров		106		9		8		12,04		9		8	12,04
20	Ферма выращивания уток на 30 тыс. утят		61		75		30		80,77		75		30	80,77
			ТП-5
21	Овцеводческая ферма с полным оборотом стада на 5000 овцематок		66		240		180		300		240		180	300
22	Оборудование для гранулирования комбикормов ОГК-3		179		55		50		74,33		55		50	74,33
23	Приемный пункт молокозавода мощностью 30 т/смену		355		65		60		88,45		65		60	88,45
24	Родительское отделение на 144 мест		126		20		0		20		20		0	20
25	Столярный цех		341		15		10		18,02		1		0	1
			ТП-6
26	Столовая с электронагревательным оборудованием на 75 мест		542		35		15		38,07		15		5	15,81
27	Свинарник-маточник на 100 маток с навозоуборочным транспортером с теплогенератором		142		8		6		10		8		6	10
28	Столовая с электронагревательным оборудованием и с электроплитой на 50 мест		545		50		20		53,85		20		10	22,36
29	Помещение для ремонтного и откормочного молодняка на 170-180 голов		113		1		0		1		3		0	3
30	Детские ясли-сад на 25 мест		512		4		0		4		3		0	3

31	Птичник на 8 тыс. молодняка	155	25	12	27,73	25	12	27,73
32	Гречерушка	352	3	2	3,6	1	0	1
33	Сельский жилой дом (квартира) с плитой на газе, жидком или твердом топливе	603	0,7	0,32	0,76	2	0,75	2,13

Расчёт электрических нагрузок населённого пункта

Расчёт нагрузки, потребляемой жилыми домами, рассчитывается методом коэффициента одновремённости по формулам

(3.1)

(3.2)

где n – количество домов;

ко – коэффициент одновремённости;

Р – активная мощность одного дома, кВт;

Q – реактивная мощность одного дома, квар.

По формулам (3.1) и (3.2) рассчитываются активные и реактивные нагрузки для дневного и вечернего максимумов

Pд=0,26Ч96Ч0,7=17,471 кВт,

Qд=0,26Ч96Ч0,32=7,987 кВАр,

Pв=0,26Ч96Ч2=49,92 кВт,

Qв=0,26Ч96Ч0,75=18,719 кВАр.

Для освещения улицы в тёмное время суток принимаются светильники марки СЗПР-250 с лампами типа ДРЛ без компенсации реактивной мощности (cos(φ)=0,7).

Мощность уличного освещения определяется по формулам

(3.3)

(3.4)

где Руд – удельная активная мощность, Вт/м;

L – длина улицы, м;

tgφ – коэффициент реактивной мощности.

Pу.о.=5,5Ч1440Ч10-3=7,919 кВт,

Qу.о.=7,92Ч1,02=8,08 кВАр.

Для освещения хозяйственных построек в тёмное время суток принимаются светильники с лампами накаливания (cosφ = 0,95), согласно примечанию 5 табл.2 [1] расчётная нагрузка принимается из расчёта 3 Вт на погонный метр периметра хозяйственного двора.

Мощность, необходимая для освещения хозяйственных дворов определяется по формулам

(3.5)

(3.6)

Где П – периметр приусадебного участка, м;

Руд.о – удельная мощность освещения, Вт/м.

Pосв=0,26Ч96Ч3Ч120Ч10-3=8,985 кВт,

Qосв=8,985Ч1.02=9,165 кВАр.

Для определения расчётного вечернего максимума активной и реактивной мощностей населённого пункта с учётом нагрузок уличного освещения и освещения приусадебных участков необходимо просуммировать данные нагрузки. Так как суммируемые нагрузки различаются по величине более чем в 4 раза, то суммирование ведётся методом надбавок по формулам

(3.7);

(3.8);

Pв.с.=49,92+7,92+2,96=60,805 кВт,

Qв.с.=18,72+8,08+3,024=29,824 кВАр

Полная потребляемая мощность населённого пункта для дневного и вечернего максимумов определяется по формуле

(3.9);

Определение места расположения трансформаторной подстанции. Выбор конфигурации сети 0,38 кВ. Определение координат центра электрических нагрузок

Потребительские трансформаторные подстанции следует располагать в центре электрических нагрузок. Если нет возможности установить трансформаторную подстанцию в расчетном месте, то ее необходимо установить в том месте, которое максимально приближено к центру электрических нагрузок.

Координаты центра электрических нагрузок определяются по формулам

(4.1),

(4.2),

где Si – полная расчётная мощность на вводе i-го потребителя, кВА;

хi уi – координаты i-ro потребителя.

Координаты потребителей низковольтной сети заносятся в табл. 4.1

Таблица 4.1 - Координаты потребителей низковольтной сети

х	417	385	135	496	391	191	500	261
у	80	250	425	491	354	487	475	93

X=(15878,886+3850+7269,972+496+1564+5296,592+1802,775+200,885)/139,036= =261,507 м

Y=(3046,309+3046,309+3046,309+3046,309+3046,309+3046,309+3046,309+61,574)//139,036=328,182

Подстанция №6 переносится в вершину квадрата с координатами х=261,507 у=328,182. Конфигурация сети приведена на рисунок 4.1

Рисунок 6.1 - Конфигурация сети 0,38 кВ

Определение электрических нагрузок сети 0,38 кВ

Определение нагрузок производится для каждого участка сети. Если расчетные нагрузки отличаются по величине не более чем в четыре раза, то их суммирование ведется методом коэффициента одновременности, в противном случае суммирование нагрузок ведется методом надбавок по формулам:

где Рmах;Qmax – наибольшие из суммируемых нагрузок, кВт, квар;

ΔPi, Δ Qi – надбавки от i-x нагрузок, кВт, квар.

Расчёт ведётся для первого участка, остальные расчёты ведутся аналогично и результаты приведены в таблицу 5.1.

Ppд =3+0,6=3,6 кВт;

Qpд=2+0=2 кВАр;

Ppв=3+0,6=3,6 кВт;

Qpв=0+0=0 кВАр;

Таблица 5.1 - Расчёт нагрузок сети 0,38 кВ

Участок сети	Рд, кВт	Qд, квар	Sд, кВА	Рв, кВт	Qв, квар	Sв, кВА
ТП-6 - 352	3,6	2	4,118	3,6	0	3,6
352 - 113	1	0	1	3	0	3
ТП-6 - 512	27,4	12	29,912	26,8	12	29,363
512 - 155	25	12	27,73	25	12	27,73
ТП-6 - 142	54,8	23,6	59,665	24,8	13,6	28,284
142 - 545	50	20	53,851	20	10	22,36
ТП-6 - 542	35,4	15,2	38,525	16,2	5,4	17,076
542 - 603	0,7	0,32	0,769	2	0,75	2,136

Суммирование нагрузок на ТП1-ТП6 ведётся методом надбавок или коэффициента одновремённости аналогично и результаты расчётов заносятся в таблицу 5.2

Таблица 5.2- Расчёт нагрузок на ТП

Номер ТП	Рд, кВт	Qд, квар	Sд, кВА	Рв, кВт	Qв, квар	Sв, кВА
ТП1	245,8	198,6	316,005	222,2	176,5	283,769
ТП2	226,26	29,4	228,162	221,78	22,58	222,926
ТП3	212,6	164,4	268,749	144,4	98,1	174,57
ТП4	118,6	53	129,903	118,6	53	129,903
ТП5	371,4	255,8	450,967	362,3	249,5	439,899
ТП6	400,88	42,3	403,105	58,26	25,1	63,436

Определение числа и мощности трансформаторов на подстанции

Для потребителей II и III категории в зависимости от величины расчетной нагрузки могут применяться трансформаторные подстанции с одним или двумя трансформаторами. С учетом перспективы развития (согласно заданию) выбирается коэффициент роста нагрузок трансформаторной подстанции (приложение I таблицы 8 [1]).

Расчетная нагрузка с учетом перспективы развития определяется по формуле

(6.1)

где кр - коэффициент роста нагрузок.

Мощность трансформатора выбирается по таблицам 22 приложения 1 [1] «Интервалы роста нагрузок для выбора трансформаторов», исходя из условия,

Где Sэн – нижний экономический интервал;

Sэв – верхний экономический интервал.

Выбранный трансформатор проверяется по коэффициенту систематических перегрузок согласно приложения 1 таблицы 26 [1].

Выбранный трансформатор проверяется по коэффициенту систематических перегрузок

Технические данные выбранного трансформатора заносятся в таблицу 6.1

Таблица 6.1 - Технические данные трансформатора

Тип	Номинальная мощность, кВА	Сочетание напряжений, кВ		Потери, кВт		Напряжение к.з. %	Ток х.х., %	Схема соединений
		В.Н.	Н.Н.	х.х	к.з.
ТМ-400	400	35	0,4	1,35	5,5	6,5	2,1	Y/Yн

Выбор типа подстанции

Для электроснабжения сельских потребителей на напряжении 0,38/0,22 кВ непосредственно возле центров потребления электроэнергии сооружают трансформаторные пункты или комплектные трансформаторные подстанции на 35, 6-10/0,38-0,22 кВ. Обычно мощности трансформаторных пунктов не очень значительны, и иногда их размещают на деревянных мачтовых конструкциях. Комплектные трансформаторные подстанции устанавливают на специальных железобетонных опорах. Трансформаторные пункты при использовании дерева монтируют на АП-образных опорах. Они имеют невысокую стоимость, и их сооружают в короткий срок, причем для их сооружения используют местные строительные материалы.

Комплектные подстанции полностью изготавливают на заводах, а на месте установки их только монтируют на соответствующих железобетонных опорах или фундаментах. Эксплуатация таких трансформаторных пунктов и комплектных подстанций очень проста, что обусловило их широкое применение в практике вообще и, особенно в сельской энергетике. Их применяют также на окраинах городов, а иногда и в качестве цеховых пунктов электроснабжения на заводах и фабриках. На этих подстанциях имеется вся необходимая аппаратура для присоединения к линии 35, 6-10 кВ (разъединитель, вентильные разрядники, предохранители), силовой трансформатор мощностью от 25 до 630 кВА и распределительное устройство сети 0,38/0,22 кВ, смонтированное в герметизированном металлическом ящике. На конструкции подстанции крепят необходимое число изоляторов для отходящих воздушных линий 0,38/0,22 кВ. К установке принимается комплектная трансформаторная подстанция киоскового типа с силовым трансформатором мощностью 400 кВА.

8. Определение места расположения распределительной подстанции. Конфигурация сети высокого напряжения и определение величины высокого напряжения

Распределительные, как и потребительские трансформаторные подстанции следует располагать в месте, которое максимально приближено к центру электрических нагрузок. Координаты центра электрических нагрузок определяются аналогично сети 0,38 кВ.

Таблица 8.1 - Координаты потребителей сети высокого напряжения

х	1,5	8	6,5	8	8,5	8,5
у	5	7	6	5	5	3

Если рекомендуемое в задание место расположения трансформаторной подстанции имеет координаты, которые удалены от центра электрических нагрузок, то тогда трансформаторную подстанцию необходимо перенести в вершину квадрата, которая располагается ближе всего к центру электрических нагрузок.

Х=(474+1825,29+1746,86+1039,22+3833,22+3426,39)/330,81=6,87 км

Y=(1580,02+1597,13+1612,49+649,51+2254,83+1209,31)/330,81=4,95 км

Районная трансформаторная подстанция устанавливается в точке С. Конфигурация сети высокого напряжения приведена на рисунке 8.1

Рисунок 8.1 - Конфигурация сети высокого напряжения.

Оптимальное напряжение определяется по формуле

где Lэк – эквивалентная длина линии, км;

Р1 – расчётная мощность на головном участке, кВт.

Эквивалентная длина участка определяется по формуле

Где Li – длина i-го участка линии, км;

Рi – мощность i-го участка линии, кВт.

Эквивалентная длина составит

Lэк=5,385+0,000771Ч(638,68+452,519+383,27+1253,338+185,699+801,759)= =8,249 км

кВ.

9. Определение нагрузок в сети высокого напряжения

Нагрузки определяются для каждого участка сети. Если расчётные нагрузки отличаются по величине не более чем в четыре раза, то их суммирование ведётся методом коэффициента одновремённости по формулам

где ко – коэффициент одновремённости;

в противном случае суммирование нагрузок ведется методом надбавок по формулам

,

,

Где Рmax; Qmax – наибольшие из суммируемых нагрузок, кВт, квар;

DРi; DQi – надбавки от i-х нагрузок, кВт, квар.

Расчёт ведётся для участка РТП-ТП1, результаты остальных расчётов показаны в таблицу 9.1

Pд=400,88+90+178+170+194+299=1331,88 кВт,

Qд=255,8+39,5+20,4+127+155+3,8=601,5 квар,

кВА

Pв=362,3+90+178+110+178+44=962,3 кВт,

Qв=249,5+39,5+15,1+74,5+139+17,2=534,8 квар,

кВА

Таблица 9.1 - Результаты суммирования нагрузок в сети высокого напряжения

Номер участка	Рд, кВт	Qд, квар	Sд, кВА	Рв, кВт	Qв, квар	Sв, кВА
РТП-ТП4	1331,88	601,5	1461,405	962,3	534,8	1100,923
ТП4-ТП2	593,8	346	687,251	510,2	266,1	575,424
ТП2-ТП3	415,8	325,6	528,114	332,2	251	416,362
ТП3-ТП1	245,8	198,6	316,005	222,2	176,5	283,769
ТП4-ТП5	699,88	459,8	837,405	653,3	443,5	789,615
ТП5-ТП6	400,88	42,3	403,105	58,26	25,1	63,436

10. Расчёт сечения проводов сети высокого напряжения

Расчёт сечения проводов сети высокого напряжения производится по экономической плотности тока

,

Где Iр – расчётный ток участка сети, А;

jэк – экономическая плотность тока, А/мм2

Продолжительность использования максимума нагрузки Тм приводится в табл.10 П.1[1].

Максимальный ток участка линии высокого напряжения определяется по формуле

,

Где Sp – полная расчетная мощность, кВА;

Uном – номинальное напряжение, кВ.

Расчёт сечения проводов ведётся для всех участков сети ТП1-ТП6, расчет сечения проводов на остальных участках ведется аналогично, и результаты расчётов сводятся в таблицу10.1

Таблица 10.1 - Расчёт сечения проводов в сети высокого напряжения

Участок сети	Sр, кВА	Рр, кВт	Iр, А	Тм, час	jэк., А/мм2	Fэк, мм2	Марка провода
РТП-ТП4	1461,4	1331,88	24,106	3400	1,1	21,915	AC-25
ТП4-ТП2	687,25	593,8	11,336	3400	1,1	10,306	AC-16
ТП2-ТП3	528,11	415,8	8,711	3400	1,1	7,919	AC-16
ТП3-ТП1	316	245,8	5,212	3200	1,1	4,738	AC-16
ТП4-ТП5	837,4	699,88	13,813	3400	1,1	12,557	AC-16
ТП5-ТП6	403,1	400,88	6,649	3400	1,1	6,045	AC-16

11. Определение потерь напряжения в высоковольтной сети и трансформаторе

Потери напряжения на участках линии высокого напряжения в вольтах определяются по формуле

где Р – активная мощность участка, кВт;

Q – реактивная мощность участка, квар;

rо – удельное активное сопротивление провода, Ом/км (табл.18 П1 [1]);

хо – удельное реактивное сопротивление провода, Ом/км (табл.19 П.1[1]);

L – длина участка, км.

Потеря напряжения на участке сети на участке сети высокого напряжения в процентах от номинального, определяется по формуле

Расчёт ведётся для всех участков ТП1-ТП6 и сводятся в таблицу 11.1

Таблица 11.1-Потери напряжения в сети высокого напряжения

Участок сети	Марка провода	Р, кВт	rо, Ом/км	Q, квар	хо, Ом/км	L, км	DU, В	DU,%
РТП-ТП4	AC-25	1331,88	1,139	601,5	0,45	5,385	51,114	0,146
ТП4-ТП2	AC-16	593,8	1,8	346	0,45	2	34,986	0,099
ТП2-ТП3	AC-16	415,8	1,8	325,6	0,45	1,802	25,57	0,073
ТП3-ТП1	AC-16	245,8	1,8	198,6	0,45	5,099	15,194	0,043
ТП4-ТП5	AC-16	699,88	1,8	459,8	0,45	0,5	41,905	0,119
ТП5-ТП6	AC-16	400,88	1,8	42,3	0,45	2	21,16	0,06

Потери напряжения в трансформаторе определяются по формуле

,

где Smax – расчётная мощность, кВА;

Sтр – мощность трансформатора, кВА;

Uа – активная составляющая напряжения короткого замыкания, %;

Uр – реактивная составляющая напряжения короткого замыкания, %.

активная составляющая напряжения короткого замыкания определяется по формуле

,

где DРк.з. –потери короткого замыкания в трансформаторе, кВт.

реактивная составляющая напряжения короткого замыкания определяется по формуле

,

где Uк.з. – напряжение короткого замыкания, %.

Коэффициент мощности определяется по формуле

,

где Рр –расчётная активная мощность, кВт;

Sр – расчетная полная мощность, кВА.

Uа=0,09 %,

Up=6,499 %,

0,994,

sin(j)=0,104

(503,881/400)Ч(0,089+0,682)=0,972 %

12. Определение потерь мощности и энергии в сети высокого напряжения и трансформаторе

Правильный выбор электрооборудования, определение рациональных режимов его работы, выбор самого экономичного способа повышения коэффициента мощности дают возможность снизить потери мощности и энергии в сети и тем самым определить наиболее экономичный режим в процессе эксплуатации.

Потери мощности в линии определяются по формуле

где I – расчётный ток участка, А;

rо – удельное активное сопротивление участка, Ом/км;

L – длина участка, км.

Энергии, теряемая на участке линии, определяется по формуле

где t - время потерь, час.

Время потерь определяется по формуле

где Тм – число часов использования максимума нагрузки, (П.1 таблица 10), час.

Расчёт ведётся для всех участков, результаты расчётов заносятся в таблицу 12.1

Таблица 12.1- Определение потерь мощности и энергии в сети высокого напряжения

Участок сети	I, А	ro, Ом/км	L, км	DР, кВт	Тм, час	t, час	DW, кВт·ч
РТП-ТП4	24,106	1,139	5,385	9,388	3400	1885,992	17706,982
ТП4-ТП2	11,336	1,8	2	0,771	3400	1885,992	1454,337
ТП2-ТП3	8,711	1,8	1,802	0,41	3400	1885,992	774,108
ТП3-ТП1	5,212	1,8	5,099	0,415	3200	1726,911	717,811
ТП4-ТП5	13,813	1,8	0,5	0,286	3400	1885,992	539,815
ТП5-ТП6	6,649	1,8	2	0,265	3400	1885,992	500,347
Итого:			16,786	11,537			21693,403

Потеря мощности и энергии, теряемые в высоковольтных линиях, в процентах от потребляемой определяется по формуле

,

,

∆P%=0,866 %,

∆W%=0,479 %.

Потери мощности и энергии в высоковольтной сети не должны превышать 10%.

Потери мощности в трансформаторе определяются по формуле

где DРх.х – потери холостого хода трансформатора, кВт (табл.28 П.1 [1]);

DРк.з – потери в меди трансформатора, кВт (табл.28 П.1 [1]);

b - коэффициент загрузки трансформатора.

Потери энергии в трансформаторе определяются по формуле

,

∆Pтр= 1,35+1,586Ч5,5= 10,077 кВт,

∆Wтр= 1,35Ч8760+1,586Ч5,5Ч1885,992= 13720,72 кВтЧч.

13. Определение допустимой потери напряжения в сети 0,38 кВ

Допустимая потеря напряжения в сети 0,38 кВ определяется для правильного выбора сечения проводов линии 0,38 кВ.

В режиме минимальной нагрузки проверяется отклонение напряжения, у ближайшего потребителя, которое не должно превышать +5%. В максимальном режиме отклонение напряжения у наиболее удалённого потребителя должно быть не более минус 5%. На районной подстанции осуществляется режим встречного регулирования dU100=5%; dU25=2%.

В минимальном режиме определяется регулируемая надбавка трансформатора

где - надбавка на шинах РТП в минимальном режиме, %;

- потеря напряжения в линии 35 кВ в минимальном режиме, %;