1. РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК НАСЕЛЕННОГО ПУНКТА
Масштаб: для схем ВЛ 10 кВ: 1:100000
для схем сети 0.38 кВ: 1:2000
Номер расчетного населенного пункта на схеме для отходящей ВЛ 10 кВ.
H1 = 4
Номер схемы для отходящей ВЛ 10 кВ
H2 = 1
Расчетная схема населенного пункта
H3 = 1
Значения полной мощности дневного и вечернего максимумов нагрузки рассчитываются по формуле
S=P/cos?, (1.1)
после чего вносятся в соответствующие столбцы (7 и 8) таблицы.
1.Для одинаковых потребителей (производственных или жилых домов), имеющих одну и ту же расчетную нагрузку, суммарная нагрузка дневного и вечернего максимумов определяется по формуле:
P_n=n•k_0•P , (1.2)
где Рn – расчетная нагрузка группы «n» одинаковых потребителей, кВт;
Р – расчетная нагрузка одного потребителя, кВт;
ko – коэффициент одновременности, значение которого рекомендуется брать из таблицы 3.5 [1].
Число одноквартирных домов коэффициент одновременности
n1 = 17 k_1=0.44-((0.44-0.37)•(n_1-10))/(20-10)=0.391
Потребляемая мощность, кВт
P'Д1 = 0.54 P'B1 = 1.8
Число четырехквартирных домов
n2 = 13 k2 = 0.64
Потребляемая мощность, кВт
P'Д2 = 2.2 P'B2 = 7.2
Число восьмиквартирных домов
n3 = 5 k_3=0.53
Потребляемая мощность, кВт
P'Д3 = 4.3 P'B3 = 14.4
Расчетная нагрузка дневная для одинаковых потребителей
кВт – для одноквартирных жилых домов
кВт – для четырехквартирных жилых домов
кВт – для восьмиквартирных жилых домов
Расчетная нагрузка вечерняя для одинаковых потребителей
кВт - для одноквартирных жилых домов
кВт - для четырехквартирных жилых домов
кВт - для восьмиквартирных жилых домов
2.Расчетная мощность дневного максимума нагрузки потребителей населенного пункта определяется по формуле:
P_Р=P_Б+P_доб1+P_доб2+P_доб3+?+P_(доб.m-1), (1.3)
где РБ – наибольшее значение расчетной мощности дневного максимума нагрузки одного из потребителей или группы одинаковых потребителей, кВт;
m – число потребителей и групп одинаковых потребителей населенного пункта, нагрузки которых суммируются;
Рдоб1, Рдоб2, Рдоб3,… Рдоб m-1 – добавки определяемые расчетной мощностью дневного максимума нагрузки всех других потребителей и групп одинаковых потребителей, кВт; берутся из таблицы 3.6 [1].
3.Определяется нагрузка наружного освещения населенного пункта, которая включает нагрузку уличного освещения и нагрузку наружного освещения территории хозяйственных дворов:
P_(?НО)=p_удУО L_У+P_(НО.хд), (1.4)
где Р?НО – суммарная нагрузка наружного освещения населенного пункта, кВт;
рудУО – удельная нагрузка уличного освещения, Вт/м; в курсовом проекте рекомендуется принять рудУО=6 Вт/м;
LУ – суммарная длина улиц населенного пункта, м; принимается в соответствии с масштабом по плану населенного пункта;
РНО хд – суммарная нагрузка наружного освещения территории хозяйственных дворов, кВт; в курсовом проекте рекомендуется принимать из расчета: 250 Вт на одно помещение и 3 Вт на 1 метр длины периметра двора [1, с.37; 2, с.38].
Определим суммарную длину улиц с учетом масштаба для сети 0.38 кВ
общая длина улиц:
По данным карты, см
Длина освещения улиц поселка
L1 = 9.4 L4 = 4.8 о.е.
L2 = 6,2 L5 = 7.6 о.е
L3 = 3.1 L6 = 6.9 о.е.
Общее число объектов z = 40
Число производственных объектов zn = 8
Число объектов смешанного назначения zсм = 32
Средний периметр двора каждого объекта
p = (0.975 + 1.725) · 2 = 5.4 о.е.
Площадь населенного пункта:
l1 = 27 см l2 = 13 см
l_1=(l_1•?)/1000=0.54 км
l_2=(l_2•?)/1000=0.26 км
F=l_1•l_2=0.54•0.26=0.14 км2
С учетом масштаба получаем:
Длина освещения улиц поселка, м
L1 = 188 L4 = 96
L2 = 124 L5 = 152
L3 = 62 L6 = 138
Средний периметр двора каждого объекта p = 108 м
с учетом того, что pудУО = 6 Вт/м
Получим P?HO = pудУО · (L1 + L2 + L3 + L4 + L5 + L6) + 250 · z + p · z · 3
Р_?но=6•(188+124+62+96+152+138)+250•40+180•40•3=2.752•?10?^4 Вт
4.Расчетная мощность вечернего максимума нагрузки потребителей населенного пункта определяется по формуле:
P_РВ=P_Б+P_доб1+P_доб2+P_доб3+?+P_(доб.m-1)+ P_?-HO (1.5)
где РБ, Рдоб1, Рдоб2, Рдоб3,… Рдоб m-1 – то же, что и для формулы (1.3), только для вечернего максимума нагрузки потребителей, кВт;
Р?НО – суммарная нагрузка наружного освещения населенного пункта, кВт. P_pв=28+3.6+1.8+3.0+0.0+0.6+3.0+6.0+3.0+6.0+12.5+1.2+3.0+12.5+7.3+2.08+11.9+1.8+0.0+27.5=135 кВт
Ppв = 135 кВт
5.Расчетная мощность дневного и вечернего максимума нагрузки производственных потребителей населенного пункта определяется аналогично по формулам (1.2)…(1.5), при этом в формуле (1.5) учитывается только нагрузка наружного освещения территории хозяйственных дворов.
Число производственных потребителей z n = 8
P_pдп=28+3.6+0.6+1.8+0.0+1.8+16.4+0.6
P_pдп=53.4 кВт
P_pвп=28+3.6+1.8+3.0+0.0+3.6+3.0+6.0+3.0+(8•250)/1000+(8•3•108)/1000
P_pвп=56.592 кВт
6.Коэффициент мощности дневного и вечернего максимума суммарной нагрузки всех потребителей населенного пункта определяется по кривым рис.3.6 [1] в зависимости от отношения расчетной нагрузки производственных потребителей к расчетной нагрузке всех потребителей населенного пункта.
Р_рвп/Р_рв =0.419 Р_рдп/Р_рд =0.246
cos?_д=0.861 cos?_в=0.852
7.Расчетная полная мощность (Sр, кВА) дневного и вечернего максимума нагрузки всех потребителей населенного пункта определяется по формуле (1.1), где «cos ?» определяется по п.6.
S_рд=P_рд/?cos??_д =217.0/0.861=252.0 кВА
S_рв=P_рв/?cos??_в =135.0/0.852=158.0 кВА
?
2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МОЩНОСТИ И ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ
Количество трансформаторных подстанций в населенном пункте рекомендуется определять по эмпирической формуле:
n_ТП=v((S_p•F•B)/?U), (2.1)
где Sp – наибольшее значение расчетной полной мощности всех потребителей населенного пункта, соответствующее дневному или вечернему максимуму нагрузки, кВА;
F – площадь населенного пункта, км2 ;
?U – допустимая потеря напряжения в линиях 0,38 кВ, %;
В – коэффициент, %/кВА • км2 .
Для ВЛ 0,38 кВ принимается ?U = 7…10%; для ТП 10/0,38 кВ значение коэффициента «В» принимают: В = 0,06…0,07 %/кВА • км2 .
n_ТП=v((S_pmax•F•0.065)/8)=v((158•0.14•0.065)/8)=0.424
nтп = 2 трансформаторные подстанции
С учетом заданий по масштабам для сети 0,38 кВ протяженность населенного пункта превышает 0,5 км, поэтому рекомендуется выбирать не менее двух трансформаторных подстанций.
Выбираем две трансформаторные подстанции. Сгруппируем потребителей населенного пункта на две зоны: производственную и смешанную. Для каждой зоны по данным таблицы 1.1 и формулам (1.2)…(1.5) определяется расчетная полная мощность дневного и вечернего максимума нагрузки, а значение коэффициента мощности в формуле (1.5) принимается по таблице 3.7 [1,2] .
Для зоны №1
Pрд1 = Ppд - Ppдп = 217.0 – 53.4 = 164.0 кВт
Pрв1 = Ppв - Ppвп = 135.0 – 56.6 = 178.4 кВт
cos?д1 = 0.75
cos?в1 = 0.79
S_д1=Р_рд1/?cos??_д1 =164.0/0,75=219.0 кВА
S_в1=Р_рв1/?cos??_д2 =78.4/0,75=105.2 кВА
Для зоны №2
Pрд2 = Ppдп = 53.4 кВт
Pрв2 = Ppвп = 56.6 кВт
cos?д2 = 0.84
cos?в2 = 0.9
S_д2^' = P_рд2/?cos??_д2 =53.4/0,84=219.0 кВА
S_в2^' = P_рв2/?cos??_д2 =56.6/0,84=105.2 кВА
С учетом исходных данных нагрузок потребителей применим однотрансформаторные ТП.
Мощность трансформатора для каждой выбранной зоны потребителей выбирается по наибольшей расчетной полной мощности суммарной нагрузки потребителей зоны, соответствующей дневному или вечернему максимуму нагрузки, и с учетом интервалов экономических нагрузок для трансформаторов:
Максимальная нагрузка на первый трансформатор
Smax1 = 219 кВА
Максимальная нагрузка на второй трансформатор
Smax2 = 67.4 кВА
Для первой зоны выбираем трансформаторы с номинальной мощностью
Sном1 = 160 кВА
Для второй зоны
Sном2 = 63 кВА
Координаты ТП для каждой выбранной зоны потребителей рассчитывают по известным координатам отдельных потребителей (таблица 1.1), с использованием формул:
Х_ТП=(?_(i=1)^n-?S_i X_i ?)/(?_(i=1)^n-S_i ) ; Y_ТП=(?_(i=1)^n-?S_i Y_i ?)/(?_(i=1)^n-S_i ) , (2.0)
где n – число потребителей для каждой выбранной зоны;
Si – полная мощность «i»-того потребителя для того максимума нагрузки, по которому выбран трансформатор ТП, кВА; берется из таблицы 1.1;
Xi , Yi – координаты «i»-того потребителя из таблицы 1.1.
?
Таблица 2.1Расчет координат
Xi Yi Si Si*X Si*Y Xi Yi Si Si*X Si*Y
6,8 13,6 13,33333 90,66667 181,3333 21 13,7 8 168 109,6
4,9 13,6 22,22222 108,8889 302,2222 24 13,7 1,333333 32 18,26667
10 11,2 2,352941 23,52941 26,35294 25,3 13,7 4 101,2 54,8
7,5 11,3 6,666667 50 75,33333 28 13,7 30,43478 852,1739 416,9565
5,3 11,3 26,66667 141,3333 301,3333 22,3 11,3 1,176471 26,23529 13,29412
2,4 11,3 1,935484 4,645161 21,87097 26,8 11,3 4 107,2 45,2
2,4 9 1,935484 4,645161 17,41935 24,9 8,7 34,66667 863,2 301,6
2,4 6,5 1,935484 4,645161 12,58065 24,9 2,5 1 24,9 2,5
2,4 4 1,9355 4,6452 7,742
2,4 2 1,9355 4,6452 3,871
5,3 9,6 1,9355 10,25815 18,5808 ?S = 84,61125
?S*X = 174,909
?S*Y = 962,2173 Xтп = 25,70473
Yтп = 11,37221
5,3 8,1 1,9355 10,25815 15,67755
5,3 6,5 1,9355 10,25815 12,58075
5,3 5 1,9355 10,25815 9,6775
5,3 3,6 1,9355 10,25815 6,9678
5,3 2 1,9355 10,25815 3,871
10 2,3 1,9355 19,355 4,45165
11,6 2,3 1,9355 22,4518 4,45165
16 9,3 1,9355 30,968 18,00015
16 7 1,9355 30,968 13,5485
16 4,6 1,9355 30,968 8,9033
16 2,5 1,9355 30,968 4,83875
8 9 7,741935 61,93548 69,67742
13,9 9,5 7,741935 107,6129 73,54839
13,9 8 7,741935 107,6129 61,93548
13,9 6,6 15,48387 215,2258 102,1935
13,9 5 15,48387 215,2258 77,41935
13,9 3,5 15,48387 215,2258 54,19355
8 4,6 15,48387 123,871 71,22581
8 2,4 15,48387 123,871 37,16129
14 2 11,11111 155,5556 22,22222
8 6,7 16,66667 133,3333 111,6667
?S = 232,5682
?S*X = 124,341
?S*Y = 752,852 Xтп = 9,134272
Yтп = 7,536938
итак получим:
X_тп1=9.134 о.е.? Y?_тп1=7.537 о.е.? X?_тп2=25.705 о.е. ? Y?_тп2=11.372 о.е.
с учетом масштаба получим:
X_тп1=182.685 м Y_тп1=150.739 м? X?_тп2=514.095 м ? Y?_тп2=227.444 м
Расположение ТП корректируется по месту на плане населенного пункта с учетом возможности подхода ВЛ 10 кВ и выхода ВЛ 0,38 кВ. Это место должно быть свободно от застроек.
После определения числа, мощности и места установки потребительских ТП их наносят на план населенного пункта. Каждой подстанции присваивают порядковый номер по месту расположения на плане слева направо.
?
3. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ВОЗДУШНОЙ ЛИНИИ НАПРЯЖЕНИЕМ 10 кВ
Электрический расчет воздушных линий (ВЛ) производится с целью выбора марки и сечения проводов, определения потерь напряжения и энергии в линии.
Результаты расчетов и необходимые данные для них оформляются в виде таблицы 3.1.
В столбцах 3, 4, 5 и 6 таблицы 3.1 проставляются расчетные активные нагрузки (дневного и вечернего максимума) всех потребителей (РДО, РВО) и производственных потребителей (РДП, РВП), которые на каждом из участков ВЛ 10 кВ определяются попарным суммированием с помощью коэффициента одновременности или табличных добавок. Коэффициент одновременности при сложении: двух нагрузок kо=0,9; трех нагрузок kо=0,85. Добавки от меньшей из слагаемых нагрузок к большей нагрузке рекомендуется брать по таблице 3.10 [1,2].
Таблица 3.1 Расчет воздушных линий
Участок 10кВ Расчетная активная мощность участка, кВт Рдп/Рдв Рвп/Рво
Номер Длина, км Рдо Рдп Рво Рвп
5_6 4,2 180 100 240 120 0,556 0,5
2_5 6 432 225 531 247,5 0,521 0,4661
3_2 5,2 640,8 364,5 738,9 393,75 0,569 0,53289
3_4 7,4 217 53,4 135 56,6 0,246 0,41926
1_3 8,3 899,13 482,715 1040,32 595,2975 0,537 0,57223
0_1 7,5 1169,2 659,444 1251,28 715,76775 0,564 0,57203
?
0
Рисунок 3.1 – Расчетная схема
В столбцы 9 и10 вписываются значения коэффициента мощности, определенные по кривым рисунка 3.6 [1] или рисунка 3.7 [2] в зависимости от доли производственной нагрузки на каждом из участков линии, а в столбцы 11 и 12 – соответствующие значения «tg ?».
Расчетная реактивная и полная мощность нагрузки для дневного и вечернего максимума по каждому участку ВЛ 10 кВ определяются по формулам:
Q=P_0•tg? (3.1)
S=P_0/cos? (3.2)
после чего вписываются в соответствующие столбцы таблицы 3.1. В формулах (3.1) и (3.2) «РО» – расчетная активная общая нагрузка, указанная в столбцах 3 и 5, а «cos ?» и «tg ?» берутся из столбцов 9…12 таблицы 3.1.
В столбцы 17, 18 таблицы вписывается рабочий ток на участках линии, который определяется по формуле:
(3.3)
где Uном=10 кВ – номинальное напряжение линии.
Продолжение таблицы 3.1
cos?д cos?в tg?д tg?в Расчетная мощность Рабочий ток, А
Реактивная, квар Полная, кВА
Qд Qв Sд Sв Iд Iв
0,794 0,839 0,766 0,649 137,8 155,651 226,7 286,1 13,09 16,52
0,801 0,845 0,747 0,633 322,9 336,048 539,3 628,4 31,14 36,28
0,792 0,833 0,771 0,664 494 490,772 809,1 887 46,71 51,21
0,862 0,852 0,588 0,614 127,6 82,9556 251,7 158,5 14,53 9,148
0,798 0,825 0,755 0,685 679 712,626 1127 1261 65,05 72,81
0,793 0,825 0,768 0,685 898,3 857,141 1474 1517 85,13 87,57
Задаемся предварительным значением площади сечений проводов
F_1=I_1/1.3=16.5/1.3=12.7 ?мм?^2 F_2=I_2/1.3=36.3/1.3=27.9 ?мм?^2
F_3=I_3/1.3=51.2/1.3=39.4 ?мм?^2 F_4=I_4/1.3=14.5/1.3=11.2 ?мм?^2
F_5=I_5/1.3=72.8/1.3=56.0 ?мм?^2 F_6=I_6/1.3=87.6/1.3=67.4 ?мм?^2
На каждом из участков линии необходимо определить потерю напряжения:
(3.5)
где l , Р и Q – длина участка и мощности, передаваемые по участку, берутся из таблицы 3.1, а r0 и x0 – из таблицы 3.2 для соответствующего участка ВЛ 10 кВ.
??U?_д56=((180•0,299+138.0•0.376)•4.2)/10=44.397 В
??U?_д25=((432•0,245+494.0•0.368)•6)/10=172.579 В
??U?_д32=((640.8•0.245+679.0•0.368)•5.2)/10=211.571 В
??U?_д34=((217•0.299+156.0•0.376)•7.4)/10=91.419 В
??U?_д13=((899.13•0.245+491.0•0.368)•8.3)/10=332.809 В
??U?_д01=((1169.217•0.245+713.0•0.368)•7.5)/10=411.632 В
Полученную по формуле (3.5) потерю напряжения в вольтах необходимо перевести в киловольты и представить в процентах
?U%=?U/U_ном •100 (3.6)
??U?_(д56%)=44.4/10000•100=0.4444
??U?_(д25%)=173/10000•100=1.73
??U?_(д32%)=212/10000•100=2.12
??U?_(д34%)=91.4/10000•100=0.914
??U?_(д13%)=333/10000•100=3.33
??U?_(д01%)=412/10000•100=4.12
Потери напряжения от шин 10 кВ до конца расчетного участка определяются путем суммирования потерь напряжения тех участков, по которым передается нагрузка рассматриваемого участка ВЛ 10 кВ. Полученные результаты вписываются в столбцы 21 и 23 таблицы 3.1.
??U?_(д156%)=412/10000•100+333/10000•100+212/10000•100+173/10000•100+44.4/10000•100=11.744
??U?_(д125%)=412/10000•100+333/10000•100+212/10000•100+173/10000•100=11.3
??U?_(д132%)=412/10000•100+333/10000•100+212/10000•100=9.57
??U?_(д134%)=412/10000•100+333/10000•10+91.4/10000•1000=8.364
??U?_(д113%)=412/10000•100+333/10000=7.45
??U?_(д101%)=412/10000•100=4.12
??U?_(в156%)=466/10000•100+237/10000•100+266/10000•100+106/10000•100+81.1/10000•100=11.561
??U?_(в125%)=466/10000•100+237/10000•100+266/10000•100+106/10000•100=10.75
??U?_(в132%)=466/10000•100+237/10000•100+266/10000•100=9.69
??U?_(в134%)=466/10000•100+237/10000•10+123/10000•1000=8.26
??U?_(в113%)=466/10000•100+237/10000•100=7.03
??U?_(в101%)=466/10000•100=4.66
В столбце 24 таблицы указываются потери электрической энергии на участках линии, которые рассчитываются по формуле:
?W=3•I^2•r_0•l•? (3.7)
где ? - время максимальных потерь, час; может быть принято по таблице 14.2 [1] или 14.3 [2].
Окончание таблицы 3.1
Марка и сечение Потери напряжения, % Потери энергии кВт*ч
На участке От шин 10 кВ до конца участка На участке кВ до конца участка
АС днем вечером
АС95/16 0,444 11,744 0,811 11,561 1948,7818
АС120/19 1,73 11,3 1,06 10,75 11040,925
АС120/19 2,12 9,57 2,66 9,69 19036,373
АС95/16 0,914 8,364 1,23 8,26 2651,6352
АС120/19 3,33 7,45 2,37 7,03 61430,18
АС120/19 4,12 4,12 4,66 4,66 80373,044
Общие потери энергии кВт*ч/год 176480,94
Параметры выбранных проводов необходимо свести в таблицу 3.2.(приложение 1, 4, 14, 15 [1,2] ).
Таблица 3.2 Параметры выбранных проводов
Номер участка Провод Dср, мм r0 ом/км x0 ом/км I раб.макс, А I доп, А
5_6 АС95/16 2000 0,299 0,376 16,5 330
2_5 АС120/19 2000 0,245 0,368 36,3 390
3_2 АС120/19 2000 0,245 0,368 51,2 390
3_4 АС95/16 2000 0,299 0,376 14,5 330
1_3 АС120/19 2000 0,245 0,368 72,8 390
0_1 АС120/19 2000 0,245 0,368 87,6 390
?
4. ПОСТРОЕНИЕ ТАБЛИЦЫ ОТКЛОНЕНИЙ НАПРЯЖЕНИЯ
Таблица отклонений напряжения в курсовом проекте необходима для определения допустимой потери напряжения в линиях 0,38 кВ и выбора оптимальной надбавки напряжения у трансформаторов подстанций.
Таблица составляется для подстанций ближайшего к шинам 10 кВ населенного пункта (ТПБ), удаленного (ТПУ) и расчетного (ТПР) населенных пунктов (таблица 4.1).
Таблица отклонений напряжения в курсовом проекте необходима для определения допустимой потери напряжения в линиях 0,38 кВ и выбора оптимальной надбавки напряжения у трансформаторов подстанций.
Таблица составляется для подстанций ближайшего к шинам 10 кВ населенного пункта (ТПБ), удаленного (ТПУ) и расчетного (ТПР) населенных пунктов (таблица 4.1).
При заполнении таблицы необходимо помнить, что:
1)отклонения напряжения на шинах 10 кВ, шинах 0,4 кВ и на зажимах удаленного потребителя могут иметь знак плюс, минус или быть равны нулю;
2)ближайший потребитель считается подключенным к шинам 0,4 кВ;
3)надбавка трансформатора может принимать пять фиксированных значений: +10; +7,5; +5; +2,5; 0%;
4)потеря напряжения в линиях 10 и 0,38 кВ, а также в трансформаторе записывается в таблицу со знаком минус;
5)в режиме минимальных нагрузок (25%) потеря напряжения в элементах сети уменьшается в четыре раза;
6)за допустимую потерю напряжения в линии 0,38 кВ принимается наружная составляющая потери напряжения: ?UДОП ВЛ0,38=?U’ВЛ0,38;
7)внутреннюю составляющую потери напряжения (?U’’ВЛ0,38) в линии 0,38 кВ для курсового проекта рекомендуется принимать равной 2%;
8)потеря напряжения в трансформаторах потребительских подстанций при 100% нагрузке составляет 4-5%. В курсовом проекте рекомендуется принимать ?UТ=4% для режима максимальных нагрузок (100%).
Таблица 4.1 Отклонения напряжения
Элемент сети Обозначение потери и отклонения напряжения % ТПб ТПр ТПу
Нагрузка, %
100 25 100 25 100 25
Шины 10 кВ ?UШ10 5 1 5 1 5 1
ВЛ 10 кВ dUВЛ10 -4,12 -1,03 -8,364 -2,091 -11,744 -2,936
Тр-р 10/0,38 кВ
Потери dUТ -4 -1 -4 -1 -4 -1
Надбавка ?UТ 5 5 10 10 10 10
Шины 0,4 кВ ?UШ0,4 1,88 3,97 2,636 7,909 -0,744 7,064
ВЛ 0,38 кВ: всего dUВЛ0,38
-6,88
-1,72
-7,636
-1,909
-4,256
-1,064
Удаленный потребитель ?UУД.П -5 2,25 -5 6 -5 6
Норма по договору ?Uном ±5 ±5 ±5 ±5 ±5 ±5
?
5. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ВОЗДУШНОЙ ЛИНИИ НАПРЯЖЕНИЕМ 0,38 кВ
Рисунок 5.1 – Расчетная схема
Определяется расчетная активная нагрузка на участке линии W1
На данном участке расчетные нагрузки потребителей
Р_д9=25 кВт Р_д10=20 кВт Р_д11=35 кВт Р_д12=15 кВт Р_д13=80 кВт
Р_(2_3)=Р_д9+Р_д10+Р_д13=125 кВт
Р_(1_2)=Р_(2_3)+Р_доб12=134.23 кВт
Р_(0_1)=Р_(1_2)+Р_доб11=157.03 кВт
Рассчитываем коэффициенты мощности нагрузки участков линии W1
S_д9=35.71 кВA S_д10=23.53 кВA S_д11=43.75 кВA S_д12=21.43 кВA
S_д13=114.3 кВA
