Электроснабжение населенного пункта Рогово (стр. 4 из 7)
=(4,64. 0,9+ 2. 1)/(4,64+2)=0,93
вечернего максимума
cosjв8-7 =( Рв7-6.cosjв7-6 + Рв7.cosjв7 )/(Рв7-6+Рв7)=
=(15,05.0,93+4.1)/(15,05+4)=0,94
Полная нагрузка для:
дневного максимума
вечернего максимума
Участок 9-8.
Активная нагрузка для:
дневного максимума
вечернего максимума
Коэффициент мощности на участке для:
дневного максимума
cosjд9-8 =( Рд8-7.cosjд8-7 + Рд8.cosjд8 )/(Рд8-7+Рд8)=
=(5,84. 0,93+1,67. 0,9)/(5,84+1,67)=0,92
вечернего максимума
cosjв9-8 =( Рв8-7.cosjв8-7 + Рв8.cosjв8 )/(Рв8-7+Рв8)=
=(17,45.0,94+5,38.0,93)/(17,45+5,38)=0,94
Полная нагрузка для:
дневного максимума
вечернего максимума
Участок 10-9.
Активная нагрузка для:
дневного максимума
вечернего максимума
Коэффициент мощности на участке для:
дневного максимума
cosjд10-9 =( Рд9-8.cosjд9-8 + Рд9.cosjд9 )/(Рд9-8+Рд9)=
=(6,74. 0,92+1,67. 0,9)/(6,74+1,67)=0,92
вечернего максимума
cosjв10-9 =( Рв9-8.cosjв9-8 + Рв9.cosjв9 )/(Рв9-8+Рв9)=
=(20,75.0,94+5,38.0,93)/(20,75+5,38)=0,94
Полная нагрузка для:
дневного максимума
вечернего максимума
Участок ТП-10.
Активная нагрузка для:
дневного максимума
вечернего максимума
Коэффициент мощности на участке для:
дневного максимума
cosjдТП-10 =( Рд10-9.cosjд10-9 + Рд10.cosjд10 )/(Рд10-9+Рд10)=
=(7,64. 0,92+1,67. 0,9)/(7,64+1,67)=0,92
вечернего максимума
cosjвТП-10 =( Рв10-9.cosjв10-9 + Рв10.cosjв10 )/(Рв10-9+Рв10)=
=(24,05.0,94+5,38.0,93)/(24,05+5,38)=0,94
Полная нагрузка для:
дневного максимума
вечернего максимума
Аналогично выполняем остальные расчеты и результаты заносим в таблицу 4.1.
Расчетную нагрузку уличного освещения на участках линии напряжением 380/220 В, определяем по формуле (2.2). Результаты расчетов сводим в таблицу 3.2.
Зная расчетную нагрузку на участках линии, уточним суммарную нагрузку на шинах ТП. Она получается путем суммирования расчетных нагрузок от ТП линии (участки ТП-10,ТП-13,ТП-Y) по таблице 5.3[2].
РТПд = DРдТП-10 + DРдТП-13 + DРдТП-Y=8,54+67,65+8=84,19 кВт;
РТПв = DРвТП-10 + DРвТП-13 + DРвТП-Y=27,35+53,5+10,39=91,24 кВт.
Активная нагрузка ТП с учётом уличного освещения
РТП = Рв + DРр.ул. =91,24+ 8,48=99,72 кВт.
Полная расчётная мощность ТП
Значение коэффициента мощности получим по формуле:
cosjвТП=(РвТП-10.cosjвТП-10+РвТП-13.cosjвТП-1+РвТП-Y.cosjвТП-Y)/(РвТП-10+РТП-13+РТП-Y)=(27,35.0,94+53,5.0,89+10,39.0,86)/( 27,35+53,50+10,39)=0,90
По полной расчётной мощности
выбираем мощность и тип трансформатора.Выбираем ТП с трансформатором TM160/10 мощностью
SТР =160кВА.
Находим эквивалентные мощности на участках
Расчёт ведём по вечерней нагрузке, т.к. РВ>РД
SЭУЧ = SУЧ·∙КД,
где КД = 0,7 – коэффициент, учитывающий динамику роста нагрузок.
Линия 3:
Проводим аналогичные вычисления и заносим результаты в таблицу 4.2.
По экономическим интервалам нагрузок выберем марку и сечение проводов. Минимальное допустимое сечение по механической прочности 25 мм2 для проводов марки «А»[2, таблица 3.2.]. В целях удобства монтажа и эксплуатации ВЛ рекомендуется применять не более 3…4 сечений.
Район по гололеду 2-й. Для 1-ой группы по скоростному напору ветра V = 16 м/с и наибольшей стреле провеса среднегеометрическое расстояние между проводами D не менее 400 мм.
Определяем фактические потери напряжения на участках и сравним с
∆UДОП = 6%.
где 
- удельное значение потерь, % (кВ∙А∙км),([2],рис.3.2)
Проводим аналогичные вычисления и заносим результаты в таблицу 4.2.
Таблица 4.2. Результаты расчетов сети 0,38кВ для КТП.
| Участок | lУЧ | РУЧ | cosφУЧ | SУЧ | SЭУЧ | Кол-во, марка и сечение провода | ∆UУЧ | ∆UУЧ(В КОНЦЕ) |
| м | кВ | о.е. | кВА | кВА | % | % | ||
| 2-1 | 60 | 5,38 | 0,93 | 5,78 | 4,05 | 3A25 | 0,284 | 5,084 |
| X-2 | 60 | 8,07 | 0,93 | 8,68 | 6,08 | 3A25 | 0,427 | 4,799 |
| 4-3 | 60 | 5,38 | 0,93 | 5,78 | 4,05 | 3A25 | 0,284 | 5,084 |
| X-4 | 60 | 8,07 | 0,93 | 8,68 | 6,08 | 3A25 | 0,427 | 4,799 |
| X-5 | 60 | 6,79 | 0,93 | 7,3 | 5,11 | 3A25 | 0,359 | 4,731 |
| 6-X | 40 | 14,68 | 0,93 | 15,78 | 11,05 | 3A25 | 0,518 | 4,372 |
| 7-6 | 40 | 15,05 | 0,93 | 16,18 | 11,33 | 3A25 | 0,531 | 3,855 |
| 8-7 | 60 | 17,45 | 0,94 | 18,56 | 12,99 | 3A25 | 0,924 | 3,324 |
| 9-8 | 60 | 20,75 | 0,94 | 22,07 | 15,45 | 3A35 | 0,808 | 2,400 |
| 10-9 | 70 | 24,05 | 0,94 | 25,59 | 17,91 | 3A50 | 0,806 | 1,592 |
| ТП-10 | 60 | 27,35 | 0,94 | 29,1 | 20,37 | 3A50 | 0,786 | 0,786 |
| 24-25 | 60 | 6,79 | 0,93 | 7,3 | 5,11 | 3A50 | 0,099 | 5,753 |
| 26-24 | 60 | 10,19 | 0,93 | 10,96 | 7,67 | 3A50 | 0,148 | 5,654 |
| Z-26 | 40 | 12,13 | 0,93 | 13,04 | 9,13 | 3A50 | 0,176 | 5,506 |
| 27-28 | 52 | 6,79 | 0,93 | 7,3 | 5,11 | 3A50 | 0,099 | 5,605 |
| Z-27 | 52 | 9,13 | 0,93 | 9,82 | 6,87 | 3A50 | 0,177 | 5,507 |
| 23-Z | 40 | 15,95 | 0,93 | 17,15 | 12,01 | 3A50 | 0,232 | 5,330 |
| 22-23 | 40 | 18,95 | 0,95 | 19,95 | 13,97 | 3A50 | 0,269 | 5,098 |
| 21-22 | 40 | 23,15 | 0,94 | 24,63 | 17,24 | 3A50 | 0,333 | 4,829 |
| 20-21 | 20 | 29,15 | 0,92 | 31,68 | 22,18 | 3A50 | 0,285 | 4,497 |
| 19-20 | 40 | 31,65 | 0,92 | 34,4 | 24,08 | 3A50 | 0,464 | 4,212 |
| 18-19 | 40 | 34,15 | 0,92 | 37,12 | 25,98 | 3A50 | 0,501 | 3,747 |
| 17-18 | 60 | 43,3 | 0,9 | 59,35 | 41,55 | 3A50 | 1,068 | 3,246 |
| Y-17 | 60 | 47,5 | 0,9 | 60,65 | 42,46 | 3A50 | 1,092 | 2,445 |
| 14,15-16 | 60 | 6,79 | 0,93 | 7,3 | 5,11 | 3A25 | 0,359 | 2,616 |
| Y-14,15 | 48 | 10,49 | 0,87 | 23,25 | 16,28 | 3A25 | 0,904 | 2,257 |
| ТП-Y | 60 | 53,5 | 0,89 | 75,17 | 52,62 | 3A50 | 1,353 | 1,353 |
| 12-11 | 40 | 5 | 0,75 | 6,67 | 4,67 | 3A25 | 0,200 | 1,149 |
| 13-12 | 40 | 9,79 | 0,85 | 11,52 | 8,06 | 3A25 | 0,369 | 0,948 |
| ТП-13 | 60 | 10,39 | 0,86 | 12,08 | 8,46 | 3A25 | 0,580 | 0,580 |
Потери на участках линии не превышают допустимых значений.
5. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ СЕТИ 10 КВ
Электрический расчет сети 10кВ производится с целью выбора сечения и марки проводов линии, а также проверки качества напряжения у потребителя. Расчет производим методом экономических интервалов нагрузок, изложенных в пункте 3.2 [1].
Рис. 5.1 План населенных пунктов
Путем суммирования нагрузок находим активные вечерние нагрузки участков линии: