Расчет потерь электроэнергии в сетях

-
...

ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ 3
1. Обзор литературы 9
2. Потери мощности и энергии в линиях 12
3. Реактивная составляющая энергии 22
4. Баланс и принципы компенсации реактивной мощности 29
5. Влияние преобразовательных установок на сети 36
5.1. СОВРЕМЕННЫЕ ПОДХОДЫ К ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЮ В РОССИИ. 37
6. Расчет потерь в электрической сети 40
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 63
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 72

ВВЕДЕНИЕ

Электрическая энергия, можно сказать, является единственным видом продукции, для перемещения которого от мест производства до мест потребления не используются другие ресурсы. Для этого расходуется часть самой передаваемой электроэнергии, поэтому потери электроэнергии неизбежны, основная задача состоит в определении экономически обоснованного уровня этих вынужденных потерь. Снижение потерь электроэнергии в электрических сетях до минимального уровня - одно из особо важных направлений энергосбережения.
Первоначальное условие расчетаэлектрических сетей является определение экономичности.Для выбора лучшего решения производят технико-экономические расчеты ряда возможных способов подключения мощности в сети, сопоставляя их между собой потехническим и экономическим показателям.
Не обходимые технические показатели:
а) с т е п е и ь а в т о м а т и з а ц и и;
б) н а д е ж н о с т ьр а б о т ы с е т и (по схеме соединений
и резервированию питания потребителей, по частоте повреждаемости оборудования и несущих конструкций);
в) д о л г о в е ч н о с т ь с о о р у ж е н и я (например, конструктивные решения, закладываемые в отдельные-элементы схемы,
деревянные или железобетонные опоры линий, способы прокладки
кабелей и т. п.);
г) у д о б с т в о э к с п л у а т а ц и и (обеспеченность ремонтными базами, подъездными дорогами, связью);
д ) в о з м о ж н о с т ь и н д у с т р и а л и з а ц и истроительных и монтажных работ.
Известно, что экономичность сооружения характеризуется начальнымизатратами (капитальными вложениями) на сооружение и эксплуатационными расходами, слагающимися из стоимости потерь электроэнергии, затрат на ремонты, амортизацию и обслуживание. Существенным из показателей является себестоимость передачи
электроэнергии.
При строительстве и вводе в эксплуатацию электрических сетей первоначальные(капитальные) затраты в основном зависят от сечения проводов, выбранных для того или иного участка линии, и стоимости строительнойчасти, а эксплуатационные расходы в значительной мере определяются потерями электрической энергии при передаче ее по сети.
Таким образом, стоимость переданной электрической энергии будет тем меньше, чем меньше вышесказанные потери.
Необходимо при выборе сечения проводов и кабелей добиваться
максимального снижения потерь электроэнергии и в то же время
соблюдать экономию в расходовании цветного металла и затратах
на сооружение электрической сети.
В курсовой работе, выводы которой распространяются как на местные, так и районные сети, рассматриваются перечисленные вопросы,
от решения которых зависит правильный выбор всех затрат и потери мощности и энергии в линиях, включая расчет и определение потерь мощности и электроэнергии, себестоимости передачи, надежности электроснабжения и определения экономического сечения токоведущих проводов.
Проектирование систем электроснабжения на местности является сложной и ответственной задачей. Принятие проектных решений влияет на объем и трудоемкость монтажных работ, удобность и безопасность эксплуатации электротехнических установок.
Правильный выбор схемных решений электроснабжения в значительной степени зависит от принятых систем напряжений на рассматриваемом объекте. Используемый класс напряжения в значительной степени может предопределить капиталовложения в проектируемый объект и величину потерь мощности и электроэнергии в процессе эксплуатации. Окончательное решение по выбору напряжения сети должно приниматься на основании технико-экономического сравнения различных всевозможных вариантов и способов представленных проектов.
Главными требованиями к проектам систем электроснабжения являются надежность электроснабжения потребителей и их экономичность. Надежность электроснабжения обеспечивается выбором наиболее совершенных электрических аппаратов, силовых трансформаторов, кабельно-проводниковой продукции, соответствием электрических нагрузок в нормальных и аварийных режимах номинальным нагрузкам этих элементов, а также использованием структурного резервирования и секционированием электрической сети.
Строительство электрических сетей, повышающих и понижающих подстанций в системе электроснабжения, связано с большими материальными затратами. Поэтому при проектировании должен проводиться детальный анализ экономичности проектных решений и режимов работы всех элементов систем электроснабжения.
В электроэнергетике России имеет место ряд негативных тенденций:
– резко сократился научно-технический потенциал отрасли;
– происходит массовое старение основного электросетевого оборудования;
– отсутствуют средства для реконструкции сети;
– выросли технические и коммерческие потери мощности и электрической энергии;
– практически отсутствует резервирование потребителей І и ІІ категории по надежности объектов сельскохозяйственного назначения;
– серьёзно отстаёт сфера разработок, освоения и внедрения новых технологий производства, транспорта и распределения электроэнергии;
– неэффективно действуют механизмы совместной работы собственников электроэнергетических объектов;
– нерационально организованы рынки электроэнергии.
Поэтому необходимо произвести реконструкцию распределительных сетей, замену старого оборудования на более новое, которое отвечает как современным техническим требованиям качества и надежности, так и экономическим критериям.
Системы электроснабжения потребителей имеют характерные особенности, обусловленные разбросом сравнительно маломощных потребителей электроэнергии на значительной территории.
В отличие от городского, электроснабжение сельскохозяйственных потребителей осуществляется по воздушным линиям 6 –10 кВ, которые менее надежны, а требования к повышению надежности в последнее время возросли, т.к. увеличение продуктивности труда возможно только на базе электрифицированного производства.
Сеть 10 кВ, как правило, состоит из линий древовидной структурой с сечениями проводов, ступенчато уменьшающимися от головных участков к концу линии. Почти все линии в сельской местности имеют воздушное исполнение, строятся, в основном, на железобетонных опорах. В качестве проводов используют голые неизолированные стальалюминиевые и алюминиевые провода со штыревой изоляцией.
Разброс по местности потребителей на значительной территории России вызывает относительно большие потери электрической энергии в сетях, потерю напряжения, которая вызывает сверхдопустимые отклонения напряжения на вводах потребителей электрической энергии, несимметрию нагрузок трехфазных сетей.
В течение всего периода с 2003 г. по 2013 г. суммарные потери в энергосистемах России росли и в абсолютном значении, и в процентах отпуска электроэнергии в сеть.
Рост потерь энергии в электрических сетях определен действием вполне объективных закономерностей в развитии всей энергетики в целом. Основными из них являются: тенденция к концентрации производства электроэнергии на крупных электростанциях; непрерывный рост нагрузок электрических сетей, связанный с естественным ростом нагрузок потребителей и отставанием темпов прироста пропускной способности сети от темпов прироста потребления электроэнергии и генерирующих мощностей.
В связи с развитием рыночных отношений в стране значимость проблемы потерь электроэнергии существенно возросла. Разработка методов расчета, анализа потерь электроэнергии и выбора экономически обоснованных мероприятий по их снижению ведется во ВНИИЭ уже более 30 лет. Для расчета всех составляющих потерь электроэнергии в сетях всех классов напряжения АО-энерго и в оборудовании сетей и подстанций и их нормативных характеристик разработан программный комплекс, имеющий сертификат соответствия, утвержденный ЦДУ ЕЭС России, Главгосэнергонадзором России и Департаментом электрических сетей РАО "ЕЭС России".
В связи со сложностью расчета потерь и наличием существенных погрешностей, в последнее время особое внимание уделяется разработке методик нормирования потерь электроэнергии.
По полученным нормам потерь электроэнергии устанавливаются тарифы на электроэнергию. Регулирование тарифов возлагается на государственные регулирующие органы ФЭК и РЭК (федеральную и региональные энергетические комиссии). Организации по энергоснабжению должны обосновывать уровень потерь электроэнергии, который они считают целесообразным включить в тариф, а энергетические комиссии - анализировать эти обоснования и принимать или корректировать их.
В курсовой работе рассмотрена проблема расчета, анализа и нормирования потерь электроэнергии с современных позиций; изложены теоретические положения расчетов, приведены описание расчетов на конкретном примере энергетических потерь в сети, показаны теоретические положения, и изложен опыт практических расчетов.
Применение повышенного напряжения в электрических сетях, например 10 кВ (вместо 6 кВ), 380 В и 657 В, а также глубокого ввода напряжением 35 кВ и выше значительно снижает потери мощности и электроэнергии. Также этому способствует повышение коэффициента мощности. Умение правильно рассчитать потери во всех звеньях системы электроснабжения, выявить определяющие их составляющие и установить основные направления по снижению потерь и экономии электроэнергии являются основными условиями правильного проектирования и эксплуатации электрической сети.

Для расчета режимов в цепях синусоидального тока реактивная мощность является очень удобной характеристикой, широко используемой на практике.С точки зрения генерации и потребления между реактивной и активной мощностью существуют значительные различия. Если большая часть активной мощности потребляется приемниками и лишь незначительная теряется в элементах сети и электрооборудования, то потери реактивной мощности в элементах сети могут быть соизмеримы с реактивной мощностью, потребляемой приемниками электроэнергии. Из 100 % реактивной мощности, вырабатываемой в энергосистеме, 22 % теряется в повышающих трансформаторах электростанций и в автотрансформаторах повышения напряжения на подстанциях 110–750 кВ энергосистемы, 6,5 % теряется в линиях районных сетей системы, 13,5 % составляют потери впонижающих трансформаторах и лишь 58 % из всей выработанной реактивной мощности приходятся на шины 6–10 кВ потребителей.Активную мощность электрической сети получают от генераторов электрических станций, которые являются единственным источником активной мощности.Полная мощность, вырабатываемая генератором, включает активную и реактивную составляющие.Синхронные генераторы на электростанциях вместе с другими источниками реактивной мощности обеспечивают и регулируют баланс реактивной мощности в современных электрических сетях. В номинальном режиме генератор вырабатывает номинальные значения активной и реактивной мощностей при cosном.При снижении активной мощности в сравнении с номинальным значением возможна выдача увеличенной реактивной мощности сверх номинальной. Возможность увеличения реактивной мощности за счет уменьшения активной допустимо использовать в случае избытка активной мощности, т.е. в режиме минимума активной нагрузки. В этом случае некоторая часть генераторов, несущих активную нагрузку, может переводиться на работу с пониженным коэффициентом мощности.Увеличение же генерируемой реактивной мощности в режиме наибольших нагрузок за счет уменьшения генерации активной мощности экономически нецелесообразно. Эффективнее вместо снижения активной мощности генераторов электростанций применять для выработки реактивной мощности компенсирующие устройства. Поэтому, как правило, в сетях для покрытия потребности в реактивной мощности применяют компенсирующие устройства.Прохождение в электрических сетях реактивных токов обуславливает дополнительные потери активной мощности в линиях, трансформаторах, генераторах электростанций, потери напряжения, требует увеличения номинальной мощности или числа трансформаторов, снижает пропускную способность всей системы электроснабжения. Большая загрузка реактивной мощностью электростанций приводит к перегрузке по току генераторов, к необходимости их использования специально для выработки реактивной мощности даже в те часы, когда по активной нагрузке часть генераторов можно отключить в резерв. Реактивной мощностью дополнительно нагружаются питающие и распределительные сети предприятий, соответственно увеличивается общее потребление электроэнергии.Концентрация производства реактивной мощности во многих случаях экономически нецелесообразна по следующим причинам.1. При передаче значительной реактивной мощности возникают дополнительные потери активной мощности и электроэнергии во всех элементах системы электроснабжения, обусловленные загрузкой их реактивной мощностью. Так, при передаче активной Р и реактивной Q мощностей через элемент системы электроснабжения с сопротивлением R потери активной мощности составят:.Таким образом, дополнительные потери активной мощности Pp, вызванные протеканием реактивной мощности Q, пропорциональны ее квадрату.2. Возникают дополнительные потери напряжения, которые особенно существенны в сетях районного значения. При передаче мощностей P и Q через элемент системы электроснабжения с активным сопротивлением R и реактивным Х потери напряжения составят:,где - потери напряжения, обусловленные активной мощностью; - потери напряжения, обусловленные реактивной мощностью.Дополнительные потери напряжения увеличивают отклонение напряжения на зажимах приемника от номинального значения при изменениях нагрузок и режимов электросети. Это требует увеличения мощности, следовательно, и стоимости средств регулирования напряжения.3. Загрузка реактивной мощностью систем промышленного электроснабжения и трансформаторов уменьшает их пропускную способность и требует увеличения сечений проводов воздушных и кабельных линий, увеличения номинальной мощности или числа трансформаторов подстанций и т.п.Поскольку реактивная составляющая неизбежна при работе многих промышленных устройств, она не может быть исключена полностью. Однако целесообразно применять средства, предназначенные для уменьшения ее потребления из питающей сети.В какой-либо электрической цепи генерируемая реактивная энергия равна потребляемой реактивной энергии. В связи с тем, что большая часть промышленных устройств является потребителями реактивной энергии, потребность в реактивной мощности обычно превышает возможности покрытия ее рациональным способом генераторами электростанций. Поэтому возникает необходимость в исследовании дополнительных устройств, поставляющих в энергетическую систему реактивную мощность. Устройствами такого типа, называемыми компенсаторами, могут служить батареи конденсаторов, синхронные компенсаторы и двигатели, а также статические источники реактивной мощности. При номинальной нагрузке генераторы вырабатывают лишь около 60% требуемой реактивной мощности, 20% генерируется в ЛЭП с напряжением выше 110 кВ, 20% вырабатывают компенсирующие устройства, расположенные на подстанциях или непосредственно у потребителя. Совместная работа компенсирующих устройств с сетью ведет к уменьшению потребления из нее реактивной составляющей тока.Приведенные соображения вынуждают, насколько это технически и экономически целесообразно, приближать источники покрытия реактивной мощности к местам ее потребления и уменьшать получение реактивной мощности из энергосистемы. Это в значительной степени разгружает питающие линии электропередачи и трансформаторы от реактивной мощности.4. Баланс и принципы компенсации реактивной мощностиКомпенсацией реактивной мощности называют ее выработку или потребление с помощью компенсирующих устройств.Принцип компенсации реактивной мощности заключается в следующем.Как было установлено, ток, проходящий через конденсатор, опережает приложенное к нему напряжение на 90°, в то время как ток, проходящий через катушку индуктивности, отстает от приложенного напряжения на 90°. Таким образом, емкостный ток противоположен индуктивному току и реактивная мощность, идущая на создание электрического поля, противоположна по направлению реактивной мощности, идущей на создание магнитного поля. Поэтому емкостный ток и емкостная мощность считаются условно отрицательными по отношению к току намагничивания и мощности намагничивания, условно принятыми положительными.Таким образом, численно равные реактивные мощности емкости и намагничивания взаимно "уничтожаются" (QC – QL = 0) и сеть разгружается от протекания реактивной составляющей тока нагрузки.Принцип компенсации при помощи емкостного тока поясняет векторная диаграмма на рисунке 4.1.Рисунок 4.1. – Принцип компенсации реактивного тока намагничивания: а – схема до компенсации; б – схема с компенсациейЕмкость конденсатора С, подключенного параллельно нагрузке, содержащей R и L, подбирают такой, чтобы ток IC, проходящий через конденсатор, был по возможности близок по абсолютной величине к намагничивающему току IL, потребляемому индуктивностью L. Из векторной диаграммы видно, что подключение конденсатора С дало возможность уменьшить угол сдвига фаз между током и напряжением нагрузки с величины 1 до величины 2 и соответственно повысить коэффициент мощности нагрузки. Увеличивая емкость, можно полностью скомпенсировать реактивную мощность нагрузки, когда = 0.Компенсация реактивной мощности, как всякое важное техническое мероприятие, может применяться для нескольких различных целей. Во-первых, компенсация реактивной мощности необходима по условию баланса реактивной мощности. Во-вторых, установка компенсирующих устройств применяется для снижения потерь электрической энергии в сети. И, наконец, в-третьих, компенсирующие устройства применяются для регулирования напряжения.Во всех случаях при применении компенсирующих устройств необходимо учитывать ограничения по следующим техническим и режимным требованиям:необходимому резерву мощности в узлах нагрузки;располагаемой реактивной мощности на шинах ее источника;отклонениям напряжения;пропускной способности электрических сетей.Для уменьшения перетоков реактивной мощности по линиям и трансформаторам источники реактивной мощности должны размещаться вблизи мест ее потребления. При этом передающие элементы сети разгружаются по реактивной мощности, чем достигается снижение потерь активной мощности и напряжения.Таким образом, вследствие применения компенсирующих устройств на подстанции при неизменной мощности нагрузки реактивные мощности и ток в линии уменьшаются – линия разгружается по реактивной мощности.Уменьшение потребления реактивной мощности на предприятии достигается путем компенсации реактивной мощности как естественными мерами (сущность которых состоит в ограничении влияния приемника на питающую сеть путем воздействия на сам приемник), так и за счет специальных компенсирующих устройств (реактивной мощности) в соответствующих точках системы электроснабжения.Мероприятия, проводимые по компенсации реактивной мощности эксплуатируемых или проектируемых электроустановок потребителей, могут быть разделены на следующие три группы:не требующие применения компенсирующих устройств;связанные с применением компенсирующих устройств;допускаемые в виде исключения.Мероприятия первой группы направлены на снижение потребления реактивной мощности и должны рассматриваться в первую очередь, поскольку для их осуществления, как правило, не требуется значительных капитальных затрат.Последние два мероприятия должны обосновываться технико-экономическими расчетами и применяться при согласовании с энергосистемой.Мероприятия, не требующие применения компенсирующих устройств:упорядочение технологического процесса, ведущее к улучшению энергетического режима оборудования, а следовательно, и к повышению коэффициента мощности;переключение статорных обмоток асинхронных двигателей напряжением до 1000 В с треугольника на звезду, если их загрузка составляет менее 40%;устранение режима работы асинхронных двигателей без нагрузки (холостого хода) путем установки ограничителей холостого хода, когда продолжительность межоперационного периода превышает 10 мин;замена, перестановка и отключение трансформаторов, загружаемых в среднем менее чем на 30% от их номинальной мощности;замена мало загруженных двигателей двигателями меньшей мощности при условии, что изъятие избыточной мощности влечет за собой уменьшение суммарных потерь активной энергии в энергосистеме и двигателе;замена асинхронных двигателей синхронными двигателями той же мощности, где это возможно по технико-экономическим соображениям;применение синхронных двигателей для всех новых установок электропривода, где это приемлемо по технико-экономическим соображениям;регулирование напряжения, подводимого к электродвигателю при тиристорном управлении;повышение качества ремонта двигателей с сохранением их номинальных данных;применение преобразователей с большим числом фаз выпрямления;применение поочередного и несимметричного управления работой преобразователей;применение специальных преобразовательных систем с искусственной коммутацией вентилей (такие системы характеризуются сниженным потреблением реактивной мощности), а также систем с ограниченным содержанием высших гармоник в токе питающей сети.Мероприятия, связанные с применением компенсирующих устройств:установка статических конденсаторов;использование синхронных двигателей в качестве компенсаторов;применение статических источников реактивной мощности;применение систем компенсации, состоящих из нескольких перечисленных устройств, работающих параллельно.Применению устройств компенсации реактивной мощности должен предшествовать тщательный технико-экономический анализ в связи с высокой стоимостью и достаточной сложностью этих устройств.Компенсирующие устройства в зависимости от места их расположения в разветвленной электроэнергетической системе подразделяются на следующие виды: индивидуальные, групповые, централизованные компенсаторы. На рисунке 4. 2 показаны различные схемы расположения компенсирующих устройств в электроэнергетической системе.Рисунок 4.2 – Схемы подсоединения компенсирующих устройств:а – индивидуальная компенсация; б – групповая компенсация; в – централизованная компенсация Индивидуальные компенсаторы – устройства, работающие непосредственно с приемником, потребляющим из питающей сети реактивную мощность. При полной компенсации приемник и устройство компенсации представляют для питающей сети устройства, потребляющие только активную мощность. Однако при выключенном потребителе компенсирующие устройства также не используются, что является главным недостатком индивидуальной компенсации. Такой вид компенсации лучше всего применять для компенсации мощности искажения приемников с нелинейными характеристиками.Групповая и централизованная компенсация позволяет использовать устройства независимо от работы отдельных потребителей. Для реализации компенсации этого вида требуется дополнительная аппаратура – коммутационная и защитная; кроме того, компенсирующие устройства должны обеспечивать достаточный диапазон регулирования потребляемой мощности. Диапазон изменения мощности, потребляемой компенсирующими устройствами, должен быть определен на основе анализа суточной потребности в реактивной мощности для данной группы потребителей. Как правило, для группы потребителей характерно частое изменение нагрузки, что требует применения компенсирующих устройств с автоматическим регулированием мощности, отдаваемой компенсатором.При непрерывном развитии электроэнергетических систем и наметившейся тенденции к созданию все более крупных энергоблоков значение централизованной компенсации снижается. При централизованной компенсации в крупных энергосистемах не обеспечивается компенсация во всех точках системы, особенно при размещении нелинейных нагрузок на большом расстоянии от электростанций и подстанций, причем, чем больше расстояние, тем больше потери в сети. Поэтому в настоящее время все чаще создают групповые компенсаторы, а для нелинейной нагрузки большой мощности – индивидуальные компенсаторы.Важным моментом является соответствующее расположение компенсатора, и в особенности выбор мест подсоединения схем измерения. Компенсатор целесообразно располагать так, чтобы имелась возможность стабилизации реактивной мощности в точке подключения преобразователя. В этом случае достигается ограничение колебания напряжения в энергосистеме при изменении условий работы подключенных потребителей.5. Влияние преобразовательных установок на сетиИнтенсивное развитие силовой полупроводниковой преобразовательной техники и ее использование в тиристорных электроприводах переменного и постоянного тока, вентильных преобразователях для электротермических и электротехнологических установок различного назначения привело к ухудшению показателей качества электроэнергии, предусмотренных ГОСТ, а также к снижению естественного коэффициента мощности в сетях промышленного электроснабжения.При всей своей прогрессивности и технологической эффективности тиристирные преобразователи являются одними из главных нарушителей качества электроэнергии в питающей сети, т.е. существует проблема электромагнитной совместимости их с питающей сетью. Это объясняется тем, что все изменения режима работы преобразовательных установок прямо передаются в питающую электрическую сеть.Особенно заметно это проявляется в колебаниях напряжения (они могут достигать величины более 20 % в сети 10 кВ) и частоты питающей электрической сети. Это обуславливается резким изменением как активной (колебания частоты), так и реактивной (колебания напряжения) мощности. Кроме того, работа установок сопровождается большими искажениями напряжения, происходящими из-за коммутации вентилей.Вентильные преобразователи оказывают все более сильное отрицательное воздействие на качество напряжения в питающей сети в связи с расширением их применения и увеличением единичной мощности. Как известно, это объясняется тем, что преобразователи, в особенности регулируемые, за счет сдвига первой гармоники тока относительно напряжения потребляют значительную реактивную мощность, зачастую с весьма неравномерным временным графиком, а за счет высших гармоник потребляемого тока являются источниками сильных искажений кривой напряжения сети. Оба этих фактора, кроме того, вызывают дополнительные потери мощности в питающей сети. Поэтому проблема улучшения коэффициента мощности преобразователей относится к числу одной из наиболее актуальных в современной преобразовательной технике и электроэнергетике.Наряду с широко известными достоинствами (сравнительная простота регулирования, удобство эксплуатации, а также небольшие потери мощности) управляемые вентильные выпрямители имеют ряд серьезных недостатков, основным из которых является низкий коэффициент мощности при глубоком регулировании выпрямленного напряжения.Потребление реактивной мощности преобразовательными агрегатами обусловлено в основном двумя причинами: естественным коммутационным процессом и искусственной задержкой момента открытия вентиля в целях регулирования выпрямленного напряжения. Именно эти факторы создают сдвиг тока в цепях вентилей относительно напряжения, понижают коэффициент мощности в сетях, питающих выпрямители, и повышают потребление реактивной мощности. 6. Расчет потерь в электрической сети1. Примем исходные данные.Исходные данные к курсовому проекту:Существующее годовое потребление электроэнергии на многоквартирный жилой дом - 1200 кВт.ч.;Тип потребительской подстанции - ЗТП;Отклонения напряжения на шинах источника - , ;Соотношение мощностей - Рп/Р0=0,5;Исходные данные по коммунально-бытовым потребителям - таблица 1.Таблица 1 Коммунально-бытовые потребители№ потре-бите-лейШифр наг-руз.Наименование потребителяРасчетные нагрузкиРд, кВтQд, кварРв, кВтQв квар1340ДСК (домостроительный комбинат)1081-0,7812356Хлебопекарня производи-тельностью 3т/сут54540,780,783382Пожарное депо на 1…2 автомашины43430,80,84518Административное здание на 15…25 рабочих мест15108-0,8315527Дом культуры со зрительным залом на 150…200 мест531480,860,876536Фельдшерско – акушерский пункт (больница)4-4-117553Магазин, смешанный ассортимент на 6…10 мест4-4210,898559Баня (душ) на 5 мест32320,830,83 2. Расчет электрических нагрузок.Для расчета электрических нагрузок в сети 0,38 кВ размещаем на плане населенного пункта производственные и общественные потребители, а также объединяем жилые дома в группы (не более 10 домов).Исходя из задания - Wсущ=1200 кВтч/дом по рис. 3,6 [10] находим:Р7лет.= 2,8 кВт/дом;.где Кд и Кв – коэффициенты участия нагрузки, соответственно, в дневном и вечернем максимуме;Р1д и Р1в - расчетная мощность i-го потребителя, Вт.;.Дневную и вечернюю нагрузку групп домов найдем по формулам:;,где К0 - коэффициент одновременности;Р1д и Р1в - расчетная мощность i-го потребителя, Вт;N - число потребителей в группе.Полученные значения сведем в таблицу 2.