Министерство сельского хозяйства и продовольствия

Республики Беларусь

Белорусский Государственный Аграрный Технический Университет

Кафедра Электроснабжения с/х

Расчетно-пояснительная записка к

КУРСОВОМУ ПРОЕКТУ

по дисциплине «Электроснабжение сельского хозяйства»

на тему

«Электроснабжение населенного пункта Княжино»

Выполнил: студент 4 курса

АЭФ 10эл гр.

Хлопонин Р.В.

Руководитель: Кожарнович Г.И.

Минск 2009

Содержание

Аннотация

Введение

1. Расчет электрических нагрузок

1.1 Расчет нагрузок коммунально-бытовых потребителей

1.2 Расчет нагрузки наружного освещения

1.3 Определение вечерней нагрузки населенного пункта с учетом наружного освещения

1.4 Расчет средневзвешенного cosц

1.5 Определение полученной расчетной нагрузки проектируемого

объекта

2. Выбор числа и мощности трансформаторов

2.1 Выбор трансформатора

2.2 Определение допустимых потерь напряжения и оптимальных надбавок трансформатора

3. Определение числа ТП и места их расположения

3.1 Расчет приближенного числа трансформаторных подстанций (ТП) для населенного пункта

3.2 Расчет нагрузок по первой зоне

3.2.1 Расчет средневзвешенного cosц

3.3 Расчет нагрузок по второй зоне

3.3.1 Расчет средневзвешенного cosц

3.4 Определение места расположения ТП

4. Составление схемы сетей 0.38 кВ и 10 кВ

5. Электрический расчет сети 0.38 кВ

5.1 Определение расчетных нагрузок

5.2 Определение средневзвешенного коэффициента мощности для первой зоны

5.3 Определение полных мощностей на участках сети

5.4 Определение эквивалентной мощности

5.5 Определение сечения проводов на участках линии

5.6 Определение потерь напряжения на участках линии

6. Электрический расчет сети 10 кВ

6.1 Определение расчетных нагрузок

6.2 Определение средневзвешенного коэффициента мощности

6.3 Определение полных мощностей на участках сети

6.4 Определение эквивалентной мощности

6.5 Определение сечения проводов на участках линии

6.6 Определение потерь напряжения на участках линии

7. Определение потерь электрической энергии

7.1 Определение потерь электрической энергии в сетях 0.38 кВ для первой зоны

7.2 Определение годовых потерь электрической энергии в трансформаторе

7.3 Определение общих потерь

7.4 Определение потерь электрической энергии в линии 10 кВ

8. Конструктивное выполнение линий и ТП

9. Расчет токов короткого замыкания для первой зоны

9.1 Составление расчетной схемы и схемы замещения

9.2 Расчет токов КЗ

10. Выбор аппаратуры подстанции

11. Защита от перенапряжений и заземление

11.1 Защита от перенапряжений

11.2 Заземление

11.3 Расчет заземления ВЛ 0.38 кВ и контура КТП

11.3.1 Определение расчетного сопротивления грунта для стержневых электродов

11.3.2 Расчет сопротивления вертикального заземлителя из круглой стали

11.3.3 Сопротивление повторного заземлителя

11.3.4 Расчет общего сопротивления всех повторных заземлителей

12. Защита отходящих линий 0.38 кВ

Литература

Аннотация

Курсовая работа представлена расчетно-пояснительной запиской на 57 страницах машинописного текста, содержащей 25 таблиц, 6 рисунков и схем и графической частью, включающей 2 листа формата А1.

В работе выполнены расчеты для определения расчетных электрических нагрузок, выбор числа и мощности трансформаторов, были составлены расчетные схемы сетей 10 и 0.38 кВ, были произведены электрические расчеты этих сетей, определение допустимых потерь напряжения в этих сетях, а также потерь электрической энергии в этих сетях. Далее, было описано конструктивное исполнение линий и ТП, защита от перенапряжений и заземление, произведен расчет токов короткого замыкания и выбор аппаратов подстанции.

Графическая часть работы выполняется на листе формата А1 и включает в себя план электрических сетей 0.38 и 10 кВ, а также расчетную схему линии 0.38 кВ.

Введение

Электрификация, то есть производство, распределение и применение электрической энергии во всех отраслях народного хозяйства - один из важнейших факторов технического прогресса.

На базе электрификации стала развиваться промышленность, электроэнергия стала «проникать» в сельское хозяйство и транспорт.

Сегодня все объекты сельского хозяйства используют электроэнергию, все жилые дома в сельских населенных пунктах имеют электрический ввод. Воздушными ЛЭП охвачены все населенные пункты. Однако это не значит, что работы по электрификации сельского хозяйства закончились - электрическая нагрузка в сельском хозяйстве непрерывно возрастает, появляется необходимость в реконструкции, расширении линий электропередачи. Достаточно большие перспективы открываются перед электрификацией сельского хозяйства в будущем. Намечается повысить энерговооруженность сельского хозяйства, увеличить объем потребления электроэнергии в сельскохозяйственном производстве, а также отпуск ее на коммунально-бытовые нужды сельского населения.

Электроснабжение производственных предприятий и населенных пунктов в сельской местности имеет свои особенности по сравнению с электроснабжением промышленных предприятий и городов. Основные особенности - необходимость подводить электроэнергию к огромному числу сравнительно маломощных потребителей, рассредоточенных по все территории, низкое качество электроэнергии, требования повышенной надежности и т.д.

Таким образом, можно сделать вывод о большом значении проблем электроснабжения в сельском хозяйстве. От рационально решения этих проблем в значительной степени зависит экономическая эффективность применения электроэнергии в сельскохозяйственном производстве.

1. Расчет электрических нагрузок

1.1 Расчет нагрузок коммунально-бытовых потребителей

Для расчета электрических нагрузок вычерчиваем план населенного пункта в масштабе, располагаем на плане производственные нагрузки, группируем всех коммунально-бытовых потребителей, присваиваем номера группам.

Расчетная мощность соизмеримых потребителей определяется по формулам:

(1.1)

(1.2)

где P_д, P_в, - соответственно расчетная дневная и вечерняя нагрузка потребителей и их групп, кВт;

n - количество потребителей в группе, шт.;

P_р - расчетная нагрузка на вводе к потребителю, кВт, определяем в зависимости от существующего годового потребления электроэнергии на одноквартирный жилой дом, W_сущ = 1250 кВт/ч по номограмме 2.6 [2] на седьмой год, P_р = 2,7 кВт;

K_д, К_в - соответственно коэффициент участия нагрузки в дневном и вечернем максимуме, для коммунальных потребителей K_д = 0,3, К_в = 1 [1];

К_о - коэффициент одновременности (таблица 2.5 [2]).

Проведем расчет для группы из 3 (Д-3) домов, подставляя числовые значения в формулы (2.1) и (2.2), получаем:

Аналогичным образом рассчитываем нагрузки для других группы. Данные сводим в таблицу 1.1.

Таблица 1.1 - Расчетные нагрузки коммунально-бытовых потребителей

Группа потребителей	Рр, КВт	Кол-во групп	Ko	Pд, кВт	Pв, кВт
Группа из 3 домов (Д-3)	2,7	15	0,64	1,6	5,2
Группа из 4 домов (Д-4)	2,7	16	0,59	1,9	6,4

Определяем дневную и вечернюю нагрузки коммунально-бытовых потребителей:

1.2 Расчет нагрузки наружного освещения

Расчетная нагрузка уличного освещения определяется по следующей формуле:

(1.3)

где Pул.осв. - нагрузка уличного освещения, Вт;

Руд.ул. - удельная нагрузка уличного освещения, Вт/м, для поселковых дорог и улиц с покрытием простейшего типа и шириной проезжей части 5..7 м Руд.ул. = 5,5 Вт/м;

lул. - общая длина улиц, м, из плана поселка lул. = 1932 м;

Руд.пл. - удельная нагрузка освещения площадей, Вт/м;

Fпл. - общая площадь площадей, м2, из плана поселка Fпл=3484 м2.

Подставляя числовые значения, получаем:

1.3 Определение вечерней нагрузки населенного пункта с учетом

наружного освещения

Вечернюю нагрузку населенного пункта с учетом наружного освещения определяем по формуле:

Подставляя числовые значения, получаем:

Сравниваем вечернюю и дневную нагрузки 178,6 кВт > 82,3 кВт. Так как вечерняя нагрузка больше дневной, то расчет ведем по вечернему максимуму.

1.4 Расчет средневзвешенного cos

Средневзвешенный cos определяется из следующего выражения:

(1.4)

где P_i - мощность i-го потребителя, кВт;

cosi - коэффициент мощности i-го потребителя;

Коэффициент мощности потребителей определяется из треугольника мощностей:

(1.5)

где S - полная мощность потребителя, кВА;

P - активная мощность потребителя, кВт;

Q - реактивная мощность потребителя, квар;

Потребитель «Баня на 20 мест».

Подставляя числовые значения, получаем:

Аналогичным образом рассчитываем значения cosв для других производственных потребителей. Результаты расчетов сводим в таблицу 1.2.

Таблица 1.2 - Расчет коэффициентов мощности производственных

потребителей

N	Потребитель	Pв, кВт	Qв, кВт	cosв
503	Общеобразовательная школа с мастерской на 190 учащихся	20	10	0,89
512	Детские ясли-сад на 25 мест	3	-	1
518	Административное здание на 15…25 рабочих мест	7	-	1
526	Клуб со зрительным залом на 300…400 мест	18	10	0,87
535	Сельская амбулатория на 3 врачебных должности	10	3	0,96
551	Магазин на 4 места продовольственный	10	5	0,89
559	Баня на 5 мест	3	2	0,83
561	Баня на 20 мест	8	5	0,85

Для жилых домов без электроплит принимаем (таблица 1.11 [3]):

cosв = 0,93;

Подставляя числовые значения, получаем:

1.5 Определение полученной расчетной нагрузки проектируемого

объекта

(1.6)

где P_{вн.п.н.о} - расчетная вечерняя нагрузка с учетом наружного освещения, кВт;

cos_ср.вз. - средневзвешенный коэффициент мощности.

Подставляя числовые значения в формулу (1.6) определяем полную вечернюю мощность:

2. Выбор числа и мощности трансформаторов

2.1 Выбор трансформатора

Мощность трансформатора на трансформаторной подстанции выбирается по экономическим интервалам нагрузок.

Толщина гололеда принимаем b = 5 мм.

Характер нагрузки - смешанный.

Среднегодовая температура на территории Республики Беларусь принимается равной t_ср.г. = 5 C.

По полной расчетной мощности Sр = 194,1 кВА определяем мощность трансформатора Sн = 250 кВА.

Выбираем трехфазный двухобмоточный силовой трансформатор типа ТМ.

Основные технические данные трансформатора приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Основные технические данные трансформатора ТМ

Параметр	Значение
Тип	ТМ
Номинальная мощность, кВА	250
Сочетание напряжений, кВ ВН НН	10 0.4
Схема и группа соединений обмоток	Y/Yн - 0 Y/Zн - 11
Потери, Вт холостого хода короткого замыкания	740/820 4200
Напряжение короткого замыкания, uк, %	4.7
Ток холостого хода, ix, %	2.4
Вид переключения ответвлений обмоток	ПБВ

2.2 Определение допустимых потерь напряжения и оптимальных

надбавок трансформатора

Исходными данными для расчета электрических сетей являются допустимые нормы отклонения напряжения. Для сельскохозяйственных потребителей при нагрузке 100% оно не должно выходить за пределы -5%, а при нагрузке 25% за пределы +5% от номинального.

Допустимые потери напряжения в линиях 10 кВ и 0.38 кВ определяются путем составления таблиц отклонения напряжения. Как правило, при составлении таблиц рассматривают ближайшую и удаленную трансформаторные подстанции в режиме максимальной (100%) и минимально (25%) нагрузки. В нашем случае следует определить потери напряжения и надбавку для проектируемой ТП.

Пользуясь методикой, изложенной в пункте 1.2 [1] определяем допустимые потери напряжения и надбавку трансформатора.

Отклонение напряжения определяется из следующей формулы:

(2.1)

(2.2)

где U¹⁰⁰, U²⁵ - отклонение напряжения при 100% и 25% нагрузке, %;

U¹⁰⁰, U²⁵ - потеря напряжения при 100% и 25% нагрузке, %;

Н¹⁰⁰, Н²⁵ - надбавки при 100% и 25% нагрузке, %.

Для нашего случая имеем, отклонение напряжения у потребителя:

(2.3)

где U_п - отклонение напряжения у потребителя, %;

U_нб - отклонение напряжения на шинах питающей подстанции, %;

U_тр - падение напряжения в трансформаторе, %;

U₁₀ - падение напряжения в линии 10 кВ, %;

U_0.38 - падение напряжения в линии 0.38 кВ (складывается из наружных и внутренних),%;

Из формулы (2.3) выражаем:

Подставляя числовые значения, получаем:

Принимаем:

Определяем снижение напряжения у потребителя при 25% нагрузке:

Так как U_п < 5%, делаем вывод, что допустимые потери напряжения и оптимальные надбавки трансформатора определили верно.

Все расчеты сводим в таблицу 2.2.

Таблица 2.2 - Определение допустимых потерь напряжения и

оптимальных надбавок трансформатора

N п/п	Элементы схемы	Нагрузка
		100%	25%
1	Шины питающей подстанции	3	0
2	ВЛ - 10 кВ	-7	-1.75
3	Трансформатор 10/0.38 кВ: надбавка потери напряжения	7,5 -4.0	7,5 -1.0
4	Линия 0.38 кВ: потери во внутренних сетях потери во внешних сетях	-4,5 -2 -2,5	0 - -
5	Потребитель	-5.0	4,75

3. Определение числа ТП и места их расположения

3.1 Расчет приближенного числа трансформаторных подстанций

(ТП) для населенного пункта

Так как наш поселок является протяженным, имеющим равномерно распределенную нагрузку, то приближенное число ТП можно определить по следующей формуле:

(3.1)

где Sр - расчетная мощность в населенном пункте, кВА;

F_пл - площадь населенного пункта, км, из плана поселка F_пл = 0.35 км²;

U_% - допустимая потеря напряжения для ВЛ 0.38 кВ, %, предварительно принимаем U_% = 4,5%.

Имеем:

Таким образом, исходя из технических и экономических соображений, принимаем к установке 2 трансформаторных подстанций.

Следовательно, производим разбивку нашего населенного пункта на две зоны. Для каждой из зон произведем расчет нагрузок.

3.2 Расчет нагрузок по первой зоне

По формулам (1.1) и (1.2) определяем дневную и вечернюю нагрузки. Они будут одинаковы, поэтому запишем, что

Для Д-3

Для Д-4

Количество групп: Д-3 - 7;

Д-4 - 8.

Найдем дневную и вечернюю нагрузки коммунально-бытовых потребителей:

Найдем нагрузку освещения данной зоны по формуле (1.3)

Определим вечернюю нагрузку с учетом наружного освещения (1,4)

Сравниваем вечернюю и дневную нагрузки 86,2 кВт > 32,6 кВт и так как вечерняя нагрузка больше дневной, то расчет ведем по вечернему максимуму.

3.2.1 Расчет средневзвешенного cos

Средневзвешенный cos определяется из выражения (1.4), а коэффициент мощности потребителей мы определили из треугольника мощностей по выражению (1.5), полученные результаты сводим в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 - Расчет коэффициентов мощности производственных

потребителей первой зоны

N	Потребитель	Pв, кВт	Qв, кВт	cosв
512	Детские ясли-сад на 25 мест	3	-	1
526	Клуб со зрительным залом на 300…400 мест	18	10	0,87
535	Сельская амбулатория на 3 врачебных должности	10	3	0,96

Зная средневзвешенный cos определим по выражению (1.6) полную вечернюю нагрузку первой зоны:

Найдем количество ТП данной зоны по выражению (3.1):

Принимаем одну трансформаторную подстанцию.

3.3 Расчет нагрузок по второй зоне

Аналогичным образом производим расчет и по второй зоне.

Для Д-3

Для Д-4

Количество групп: Д-3 - 8;

Д-4 - 8;

Найдем дневную и вечернюю нагрузки коммунально-бытовых потребителей:

Найдем нагрузку освещения данной зоны

^.

Определим вечернюю нагрузку с учетом наружного освещения

Сравниваем вечернюю и дневную нагрузки 99,5 кВт > 53,7 кВт и так как вечерняя нагрузка больше дневной, то расчет ведем по вечернему максимуму.

3.3.1 Расчет средневзвешенного cos

Таблица 3.2 - Расчет коэффициентов мощности производственных

потребителей второй зоны

N	Потребитель	Pв, кВт	Qв, кВт	cosв
503	Общеобразовательная школа с мастерской на 190 учащихся	20	10	0,89
518	Административное здание на 15…25 рабочих мест	7	-	1
551	Магазин на 4 места продовольственный	10	5	0,89
559	Баня на 5 мест	3	2	0,83
561	Баня на 20 мест	8	5	0,85

Зная средневзвешенный cos определим по выражению (1.6) полную вечернюю нагрузку второй зоны:

Найдем количество ТП данной зоны:

Принимаем одну ТП.

3.4 Определение места расположения ТП

Для определения места расположения ТП на план поселка наносим оси координат, определяем координаты нагрузок и их групп.

Далее определяем координаты центра нагрузки, т.е. место расположения ТП. Координаты центра нагрузки определяются по следующим формулам:

(3.2)

(3.3)

где Xi и Yi - координаты центров нагрузок;

Pр - расчетная мощность потребителей или их групп.

Расчеты сводим в таблицу 3.3.

Используя данные таблицы 3.3, подставляя числовые значения в формулы (3.2) и (3.3) получаем:

Для первой зоны:

Таблица 3.3 - Результаты расчета нагрузки и определения координат

нагрузок и их групп

N	Наименование потребителя	Расчетная мощность, кВт	Координаты нагрузок	Коэффициенты мощности
		PД	PВ	X	Y	cosд	cosв
Первая зона
1	Д-4	1,9	6,4	40	340	0,9	0,93
2	Д-4	1,9	6,4	90	340	0,9	0,93
3	Д-4	1,9	6,4	150	340	0,9	0,93
4	Д-4	1,9	6,4	190	340	0,9	0,93
5	Клуб	6	18	260	310	0,8	0,87
6	Д-4	1,9	6,4	260	240	0,9	0,93
7	Д-3	1,6	5,2	260	180	0,9	0,93
8	Д-3	1,6	5,2	260	120	0,9	0,93
9	Д-3	1,6	5,2	260	70	0,9	0,93
10	Д-3	1,6	5,2	260	30	0,9	0,93
11	Д-4	1,9	6,4	320	140	0,9	0,93
12	Д-4	1,9	6,4	380	140	0,9	0,93
13	Д-3	1,6	5,2	420	140	0,9	0,93
14	Детские ясли-сад	4	10	290	290	0,89	1
15	Сельская амбулатория	10	5,2	310	310	0,96	0,96
16	Д-4	1,9	6,4	320	360	0,9	0,93
17	Д-3	1,6	5,2	400	360	0,9	0,93
18	Д-3	1,6	5,2	480	350	0,9	0,93
итого		120,7
Вторая зона
19	Д-3	1,6	5,2	240	380	0,9	0,93
20	Баня на 20 мест	8	8	230	420	0,85	0,85
21	Д-3	1,6	5,2	220	450	0,9	0,93
22	Админ. здание	15	7	190	460	0,83	1
23	Д-4	1,9	6,4	150	465	0,9	0,93
24	Д-4	1,9	6,4	90	470	0,9	0,93
25	Д-4	1,9	6,4	50	475	0,9	0,93
27	Д-3	1,6	5,2	210	500	0,9	0,93
28	Д-3	1,6	5,2	200	550	0,9	0,93
29	Д-4	1,9	6,4	240	580	0,9	0,93
30	Д-3	1,6	5,2	60	590	0,9	0,93
31	Д-3	1,6	5,2	30	600	0,9	0,93
32	Д-3	1,6	5,2	160	660	0,9	0,93
33	Магазин	10	10	180	620	0,89	0,89
34	Баня на 5 мест	3	3	220	610	0,83	0,83
35	Д-3	1,6	6,4	290	610	0,9	0,93
36	Д-4	1,9	6,4	320	650	0,9	0,93
37	Д-4	1,9	6,4	290	550	0,9	0,93
38	Д-4	1,9	6,4	320	500	0,9	0,93
39	Д-4	1,9	6,4	360	450	0,9	0,93
40	Школа	14	20	360	410	0,89	0,89
итого	-	109,2	-

Расположение ТП корректируем по месту с учетом требований заказчика, возможности подхода линии высокого напряжения и выхода линий низкого напряжения. Это место должно быть свободным от застроек. Так как размещение ТП в данном месте не целесообразно смещаем ее на плане.

Примем координаты ТП:

Х = 180 м;

У = 260 м.

Для второй зоны:

Однако размещение этой ТП на данном месте также не целесообразно, поэтому смещаем данную ТП на плане.

Примем координаты ТП:

Х = 270 м;

У = 665 м.

4. Составление схемы сетей 0.38 кВ и 10 кВ

Используя методические указания по составлению расчетных схем 0.38 кВ и 10 кВ составляем расчетные схемы.

На расчетной схеме указываем:

Источник питания (ТП); Линиb (Л1, Л2 и т.д.);

Номера узлов; Расстояние между узлами (в метрах);

Шифр потребителя;

Вечернюю расчетную мощность потребителя и коэффициент мощности cosц.

Рисунок 4.1 - Схема сети 10 кВ

Рисунок 4.2 - Схема сети 0.38 кВ первой зоны



Рисунок 4.3 - Схема сети 0.38 кВ второй зоны

5. Электрический расчет сети 0.38 кВ

Электрический расчет сети 0.38 кВ производится с целью выбора сечения и марки проводов линии, а также проверки качества напряжения у потребителя. При расчете пользуемся методом расчета электрических сетей по экономическим интервалам нагрузок, изложенным в пункте 2.2 [1].

5.1 Определение расчетных нагрузок

Расчетные максимальные нагрузки (расчет ведем по вечерней нагрузке) участков сети определяются по сумме расчетных мощностей населенных пунктов, расположенных за этим участком, по следующей формуле:

P_р = P_наиб. + Р, (5.1)

где Р_р - расчетное значение максимальной мощности, кВт;

Р_наиб. - наибольшее значение мощности, кВт;

Р - сумма надбавок (таблица 3.10 [3]), кВт.

Пользуясь расчетной схемой высоковольтной сети (рисунок 4.2) определяем максимальные нагрузки для первой зоны населенного пункта. Расчет сводим в таблицу 5.1.

Таблица 5.1 - Расчет максимальных нагрузок первой зоны

Участок сети	Расчет максимальной нагрузки
1-2	Р1-2=Р1=6,4кВт
2-3	Р2-3 = Р2+ДР1-2 = 6,4+3,9 = 10,3 кВт
3-4	Р3-4 = Р2-3+ДР3 = 10,3+3,9 = 14,2 кВт
ТП1-4	РТП1-4 = Р3-4+ДР4 = 14,2+3,9 = 18,1 кВт
17-18	Р17-18 = Р18 = 5,2 кВт
16-17	Р16-17 = Р17+ДР17-18 = 5,2+3,2 = 8,4 кВт
15-14	Р15-14 = Р14 = 3 кВт
16-15	Р16-15 = Р15+ДР15-14 = 10+1,8 = 11,8 кВт
ТП1-16	РТП1-16 = Р16-15+ДР16-17+ДР16 = 11,8+5,1+3,9 = 20,8 кВт
9-10	Р9-10 = Р10 = 5,2 кВт
26-9	Р26-9 = Р9+ДР9-10 = 5,2+3,2 = 8,4 кВт
12-13	Р12-13 = Р13 = 5,2 кВт
11-12	Р11-12 = Р12+ДР12-13 = 6,4+3,2 = 9,6 кВт
26-11	Р26-11 = Р11-12+ДР11 = 9,6+3,9 = 13,5 кВт
7-26	Р7-26 = Р26-11+ДР26-9 = 13,5+5,1 = 18,6 кВт
6-7	Р6-7 = Р7-26+ДР7 = 18,6+3,2 = 21,8 кВт
5-6	Р5-6 = Р6-7+ДР6 = 21,8+3,9 = 25,7 кВт
ТП1-5	РТП1-5 = Р5-6+ДР5 = 25,7+3,6 = 29,3 кВт

Аналогичным образом, пользуясь рисунком (4.3), определяем максимальные нагрузки для второй зоны населенного пункта. Расчет сводим в таблицу 5.2.

Таблица 5.2 - Расчет максимальных нагрузок первой зоны

Участок сети	Расчет максимальной нагрузки
30-31	Р30-31=Р31=5,2 кВт
29-30	Р29-30=Р30+ДР29-30=5,2+3,2=8,4 кВт
44-29	Р44-29=Р29-30+ДР29=8,4+3,9=12,3 кВт
44-33	Р44-33=Р33=10 кВт
32-44	Р32-44=Р44-29+ДР44-33=12,3+6=18,3 кВт
ТП2-32	РТП2-1=Р32-44+ДР32=18,3+3,2=21,5 кВт
39-40	Р39-40=Р10=20 кВт
38-39	Р38-39=Р39-40+ДР39=20+3,9=23,9 кВт
37-38	Р37-38=Р38-39+ДР38=23,9+3,9=27,8 кВт
41-37	Р41-37=Р37-38+ДР37=27,8+3,9=31,7 кВт
35-36	Р35-36=Р36=6,4 кВт
41-35	Р41-35=Р35-36+ДР35=6,4+3,2=9,6 кВт
34-41	Р34-41=Р41-37+ДР41-35=31,7+5,8=37,5 кВт
ТП2-34	РТП2-34=Р34-41+ДР34=37,5+1,8=39,3 кВт
20-19	Р20-19=Р19=5,2 кВт
21-20	Р21-20=Р20+ДР20-19=8+3,2=11,2 кВт
42-21	Р42-21=Р21-20+ДР21=11,2+3,2=14,4 кВт
24-25	Р24-25=Р25=6,4 кВт
23-24	Р23-24=Р24-25+ДР24=6,4+3,9=10,3 кВт
22-23	Р22-23=Р23-24+ДР23=10,3+3,9=14,2 кВт
42-22	Р42-22=Р22-23+ДР22=14,2+4,2=18,4 кВт
27-42	Р27-42=Р42-22+ДР42-21=18,4+8,8=27,2кВт
28-27	Р28-27=Р27-42+ДР27=27,2+3,2=30,4 кВт
ТП2-28	РТП2-28=Р28-27+ДР28=30,4+3,2=33,6 кВт

5.2 Определение средневзвешенного коэффициента мощности для

первой зоны

Далее рассчитываем средневзвешенный коэффициент мощности по следующей формуле:

(5.2)

где Pi - расчетная мощность i - го потребителя, кВт;

cos_i - коэффициент мощности i - го потребителя.

Пользуясь расчетной схемой, определяем средневзвешенный коэффициент мощности для первой зоны.

Участок 1-2: cosц_1-2=cosц₁=0,93

Участок 25-24:

Аналогичным образом рассчитываем средневзвешенный коэффициент мощности для остальных потребителей первой зоны. Результаты расчетов сводим в таблицу 5.3.

Аналогично рассчитываем средневзвешенный коэффициент мощности для второй зоны. Результаты расчетов сводим в таблицу 5.4.

5.3 Определение полных мощностей на участках сети

Далее, определяем полную расчетную мощность на всех участках сети, кВА по следующей формуле:

(5.3)

где Р_р - расчетная мощность на участке, кВт;

cos - коэффициент мощности.

Расчет ведем по первой зоне.

Участок сети 1-2:

Аналогичным образом определяем полную мощность на других участках сети. Полученные значения сводим в таблицу 5.3.

Аналогичным образом определяем полную мощность участках сети второй зоны. Полученные значения сводим в таблицу 5.4.

5.4 Определение эквивалентной мощности

Затем определяем эквивалентную нагрузку по следующей формуле:

(5.4)

где S_р - расчетная мощность на участке, кВА;

K_д - коэффициент, учитывающий динамику роста нагрузок. Принимаем для вновь сооруженных сетей K_д = 0.7 [1].

Получаем: участок сети 1-2:

Аналогичным образом определяем эквивалентную мощность на других участках сети. Полученные значения сводим в таблицу 5.3.

По тем же формулам производим расчет полных и эквивалентных мощностей для второй зоны населенного пункта, полученные данные сводим в таблицу 5.4.

5.5 Определение сечения проводов на участках линии

В целях удобства монтажа и эксплуатации ВЛ рекомендуется применять не более 3-4 сечений.

Толщина слоя гололеда b = 5 мм. Район по гололеду II. Принимаем D (среднегеометрическое расстояние между проводами D не менее 400 мм) = 400 мм.

Для выбора сечения проводов используем приложение [3].

Подбираем:

Для первой зоны - участок сети 25-24:

Интервал экономических нагрузок (Приложение [3]): 5,5…26 кВА.

Выбираем провод АС35 (т.к. по минимально допустимой прочности сечение для ВЛ 0.38 кВ - АС35).

Аналогичным образом выбираем сечения проводов для других участков. Результаты сводим в таблицу 5.3.

Результаты выбора сечения проводов на участках сети для второй зоны сводим в таблицу 5.4.

5.6 Определение потерь напряжения на участках линии

Потеря напряжения на участке сети определяется по следующей формуле:

(5.5)

где S_уч - расчетная мощность участка сети, кВА;

l - длина участка, км;

U_уд% - удельные потери напряжения на участке, %. Определяем по номограмме (рис. 2.3) [5]

Участок 31-35:

Аналогичным образом рассчитываем потери напряжения на остальных участках линии. Результаты расчетов сводим в таблицу 5.3.

Расчет потерей напряжения для участков сети второй зоны сводим в таблицу 5.4

Таблица 5.3 - Результаты расчетов линии 0,38 кВ (первая зона)

Участок	Мощность	Длина участка, м	Марка провода	Потери напряжения на участках, %
	Активная, кВт	Полная, кВА	Эквивалент-ная, кВА
1-2	6,4	6,9	4,8	52	3хА-25+А-25	0,2
2-3	10,3	9,6	6,7	52	3хА-25+А-25	0,4
3-4	14,2	13,3	9,3	52	3хА-25+А-25	0,5
ТП1-4	18,1	19,3	13,5	112	3хА-35+А-35	1,3
17-18	5,2	4,8	3,4	60	3хА-25+А-25	0,2
16-17	8,4	9	6,3	100	3хА-25+А-25	0,7
15-14	3	3,4	2,4	24	3хА-25+А-25	0,1
16-15	11,8	12,8	8,9	48	3хА-25+А-25	0,5
ТП1-16	20,8	22,4	15,7	168	3хА-35+А-35	2,3
9-10	5,2	5,6	3,9	40	3хА-25+А-25	0,2
26-9	8,4	9	6,3	52	3хА-25+А-25	0,3
12-13	5,2	5,6	3,9	40	3хА-25+А-25	0,1
11-12	5,6	6	4,2	56	3хА-25+А-25	0,2
26-11	13,5	14,5	10,2	56	3хА-25+А-25	0,6
7-26	18,6	20	14	40	3хА-35+А-35	0,5
6-7	21,8	23,4	16,4	56	3хА-35+А-35	0,7
5-6	25,7	27,6	19,3	56	3хА-35+А-35	0,8
ТП1-5	29,3	31,8	22,3	88	3хА-35+А-35	1,5

Падения напряжения проверяем до самого удаленного потребителя от ТП. В нашем случае самыми удаленными точками сети являются:

для линии Л1: 1;

для линии Л2: 18;

для линии Л3: 14;

для линии Л4: 10;

для линии Л5: 13;

Падение напряжение для участков, связывающих эти точки линии с ТП, будет определяется следующим образом:

Линия Л1:

U_ТП1-1=U_ТП1-4+U_4-3+U_3-2+U_2-1

U_ТП1-1=1,3+0,5+0,4+0,2=2,4%

Линия Л2:

UТП₁-18 = UТП_1-16 + U_16-17 + U_17-18

U_ТП1-18 = 2,3+0,7+0,2=3,2%

Линия Л3:

U_ТП1-14=U_ТП1-16+U_16-15+U_15-14

U_ТП1-14=2,3+0,5+0,1=2,9%

Линия Л4:

U_ТП1-10=U_ТП1-5+U_5-6+U_6-7+U_7-26+U_26-9+U_9-10

U_ТП1-10=1,5+0,8+0,7+0,5+0,3+0,2=4,0%

Линия Л5:

U_ТП1-13=U_ТП1-5+U_5-6+U_6-7+U_7-26+U_26-11+U_11-12+U_12-13

U_ТП1-13 =1,5+0,8+0,7+0,5+0,6+0,1+0,2=4,4%

Наибольшее значение падения напряжения U_наиб. = U_ТП1-13 = 4,4%,

Проверяем условие

U_доп ? U_наиб.,

где U_доп - потеря напряжения в сети 0.38 кВ (таблица 3.2),

U_доп =4,5%.

Так как условие 4,5? 4,4 выполняется, делаем вывод, что сечения и марки проводов выбраны верно и остаются без изменений.

Аналогичным образом производим определение потерь напряжения в линии и для второй зоны нашего населенного пункта. Расчет приведен после таблицы 5.4.

Таблица 5.4 - Результаты расчетов линии 0,38 кВ (вторая зона)

Участок	Мощность	Длина участка, м	Марка провода	Потери напряжения на участках, %
	Актив-ная, кВт	Полная, кВА	Эквива-лентная, кВА
31-30	5,2	5,6	3,9	48	3хА-25+А-25	0,2
29-30	8,4	9	6,3	52	3хА-25+А-25	0,3
44-29	12,3	13,2	9,3	104	3хА-25+А-25	1,1
44-33	10	11,2	7,9	10	3хА-25+А-25	0,1
32-44	18,3	16,6	11,6	40	3хА-35+А-35	0,1
ТП2-32	21,5	23,6	16,5	80	3хА-50+А-50	0,8
39-40	20	22,5	15,7	40	3хА-50+А-50	0,4
38-39	33,9	37,7	26,4	60	3хА-50+А-50	0,8
37-38	27,8	30,9	21,6	60	3хА-50+А-50	0,6
41-37	31,7	34,8	24,4	40	3хА-50+А-50	0,5
36-35	6,4	6,9	4,8	60	3хА-25+А-25	0,3
41-35	9,6	10,3	7,2	40	3хА-35+А-35	0,2
34-41	37,5	41,2	28,9	56	3хА-50+А-50	0,7
ТП2-34	39,3	43,7	30,6	80	3хА-50+А-50	1,4
20-19	5,2	5,6	3,9	28	3хА-25+А-25	0,1
21-20	11,2	12,7	8,9	28	3хА-35+А-35	0,2
42-21	14,4	16	11,2	10	3хА-35+А-35	0,1
24-25	6,4	6,9	4,8	56	3хА-25+А-25	0,3
23-24	10,3	11	7,7	56	3хА-35+А-35	0,3
22-23	14,2	15,2	10,7	40	3хА-35+А-35	0,3
42-22	18,4	19,4	13,6	40	3хА-50+А-50	0,3
27-42	27,2	29,2	20,5	40	3хА-50+А-50	0,5
28-27	30,4	32,7	22,9	40	3хА-50+А-50	0,5
ТП2-28	33,6	36,1	25,3	140	3хА-50+А-50	2,2

Падения напряжения проверяем до самого удаленного потребителя от ТП. В нашем случае самыми удаленными точками сети являются:

для линии Л1: 31;

для линии Л2: 33;

для линии Л3: 40;

для линии Л4: 36;

для линии Л5: 19;

для линии Л6: 25.

Падение напряжение для участков, связывающих эти точки линии с ТП, будет определяется следующим образом:

Линия Л1:

U_ТП2-31=U_ТП2-32+U_32-44+U_44-29+U_29-30+U_30-31

U_ТП2-31=0,8+0,1+0,1+0,3+0,2=1,5%

Линия Л2:

U_ТП2-33 = U_ТП2-32 + U_32-44 + U_44-33

U_ТП2-33 =0, 8+0,1+0,1=1,0%

Линия Л3:

U_ТП2-40=U_ТП2-34+U_34-41+U_41-37+U_37-38+U_38-39+U_39-40

U_ТП2-40=1,4+0,7+0,5+0,6+0,8+0,4=4,4%

Линия Л4:

U_ТП2-36=U_ТП2-34+U_41-34+U_41-35+U_35-36

U_ТП2-36=1,4+0,7+0,2+0,7=3,2%

Линия Л5:

U_ТП2-19=U_ТП2-28+U_28-27+U_27-42+U_42-21+U_21-20+U_20-19

U_ТП2-19=2,2+0,5+0,5+0,1+0,2+0,1=3,6%

Линия Л6:

U_ТП2-25=U_ТП2-28+U_28-27+U_27-42+U_42-22+U_22-23+U_23-24+U_24-25

U_ТП2-25=2,2+0,5+0,5+0,3+0,3+0,3+0,3=4,4%

Наибольшее значение падения напряжения

U_наиб. = U_ТП2-25 =U_ТП2-40=4,4%,

Проверяем условие

U_доп ? U_наиб.,

где U_доп - потеря напряжения в сети 0.38 кВ (таблица 2.2),

U_доп =4,5%.

Так как условие 4,5 ? 4,4 выполняется, делаем вывод, что сечения и марки проводов выбраны верно и остаются без изменений.

6. Электрический расчет сети 10 кВ

Электрический расчет сети 10 кВ производится с целью выбора сечения и марки проводов линии, питающей ТП, а также проверки качества напряжения у потребителя. При расчете пользуемся методом расчета электрических сетей по экономическим интервалам нагрузок, изложенным в пункте 2.2 [1].

6.1 Определение расчетных нагрузок

Расчетные максимальные нагрузки (отдельно - дневные и вечерние) участков сети определяются по сумме расчетных мощностей населенных пунктов, расположенных за этим участком, по следующей формуле:

P_р = P_наиб. + Р, (6.1)

где Р_р - расчетное значение максимальной мощность, кВт;

Р_наиб. - наибольшее значение мощности, кВт;

Р - сумма надбавок (таблица 2.10 [3]), кВт.

Пользуясь расчетной схемой высоковольтной сети (рисунок 4.1) определяем максимальные нагрузки. Расчеты сводим в таблицу 6.1.

Таблица 6.1 - Расчет максимальных нагрузок сети 10 кВ

Участок сети	Расчет максимальной нагрузки
4-3	Р4-3д = Р3д = 40 кВт, Р4-3в = Р3в = 60 кВт
2-4	Р2-4д = Р4д+Р4-3д = 60+28,4=88,4 кВт, Р2-4в = Р4в +Р4-3д = 100+44=144 кВт
1-2	Р1-2д = Р2-4д + Р2д = 88,4+52=140,4 кВт, Р1-2в = Р2-4в + Р2в = 144+59,5 = 203,5 кВт,
7-5	Р7-5д = Р5д = 210 кВт, Р7-5в = Р5в = 100 кВт
1-7	Р1-7д = Р7-5д + Р7д = 210+52=262 кВт, Р1-7в = Р7-5в + Р7в = 100+59,5 = 159,5 кВт
9-10	Р9-10д = Р9-10д =50кВт, Р9-10в = Р9-10в= 80кВт
9-8	Р9-8д = Р8д = 82,3кВт, Р9-8в = Р8в = 178,6кВт
6-9	Р6-9д = Р9-8д + Р9-10д+Р9д = 82,3+36,5+59,5=178,3 кВт, Р6-9в = Р9-8в + Р9-10в+Р9д = 178,8+59,5+67 = 305,3 кВт
1-6	Р1-6д = Р6-9д + Р6д = 178,3+32,4=210,7 кВт, Р1-6в = Р6-9в + Р6в = 305,3+46,8 = 352,1 кВт
ИП-1	РИП-1д = Р1-7д + Р1-2д+Р1-6д+Р1в = 262+106+162+74,5= =604,5 кВт, РИП-1в =Р1-6в+ Р1-2в+Р1-7в+Р1в = 352,1+156,8+123+90= = 721,9 кВт,

6.2 Определение средневзвешенного коэффициента мощности

Далее рассчитываем средневзвешенный коэффициент мощности по следующей формуле:

(6.2)

где Pi - расчетная мощность i - го потребителя, кВт;

cos_i - коэффициент мощности i - го потребителя, определяется по номограмме 2.1 [1] в зависимости от соотношения Р_п/Р₀. Значения cos_i сведены в таблицу 6.2.

Таблица 6.2 - Значения cos для всех участков линии

Номер НП	Рп/Р0	cosд	cosв
1	0.5	0,81	0,84
2	0.4	0,82	0,86
3	0.3	0,84	0,87
4	0.5	0,81	0,84
5	0.4	0,82	0,86
6	0.3	0,84	0,87
7	0.5	0,81	0,84
8	0.7	0,76	0,8
9	0.6	0,78	0,82
10	0.5	0,81	0,84

Пользуясь расчетной схемой, определяем средневзвешенный коэффициент мощности:

Участок сети 4-3:

сos_4-3д = сos_3д = 0,84,

сos_4-3в = сos_3в = 0,87,

Участок сети 2-4:

сos_2-4д = (Р_4-3дсos_{4-3д+Р4дсоsц4д)/(}Р_4-3д+Р_4д)

сos_2-4д = (40•0,84+60•0,81)/(40+60) = 0,82,

сos_2-4в = (Р_4-3всos_{4-3в+Р4всоsц4в)/(}Р_4-3в+Р_4в)

сos_2-4в = (60•0,87+100•0,84)/(60+100) = 0,85,

Участок сети 1-2:

сos_1-2д=(Р_2-4д^.сos_2-4д+Р_2д^.сos_2д)/(Р_4-3д+Р_2д)

сos_1-2д =(88,4•0,82+70•0,82)/(88,4+70)=0,82,

сos_1-2в=(Р_2-4в^.сos_2-4в+Р_2в^.сos_2в)/(Р_2-4в+Р_2в)

сos_1-2в =(144•0,82+60•0,86)/(144+60)=0,83,

Участок сети 9-10:

сos_9-10д =^.сos_10д= 0,81,

сos_9-10в = сos_10в= 0,84,

Участок сети 8-9:

сos_8-9д=Р_8д=0,76,

сos_8-9в=Р_8в=0,8,

Участок сети 6-9:

сos_7-6д=(Р_9-10д^.сos_9-10д+Р_8-9д^.сos_8-9д+Р_9д^.сos_9д)/(Р_9-10д+Р_8-9д+Р_9д)

сos_7-6д =(50•0,81+ +82,3•0,76+80•0,78)/(50+82,3+80)= 0,78,

сos_7-6в=(Р_9-10в^.сos_9-10в+Р_8-9в^.сos_8-9в+Р_9в^.сos_9в)/(Р_9-10в+Р_8-9в+Р_9в)

сos_7-6в =(80•0,84+ +178,6•0,8+90•0,84)/(80+178,6+90)= 0,82,

Участок сети 1-6:

сos_1-6д=(Р_6-9д^.сos_6-9д+Р_6д^.сos_6д)/(Р_6-9д+Р_6д)

сos_1-6д =(178,3•0,78+45•0,84)/(178,3+45)=0,79,

сos_1-6в=(Р_6-9в^.сos_6-9в+Р_6в^.сos_6в)/(Р_6-9в+Р_6в)

сos_1-6в =(305,3•0,82+65•0,87)/(305,3+65)=0,83,

Участок сети 7-5:

сos_7-5д = Р_5д =0,82,

сos_7-5в = Р_5в =0,86,

Участок сети 1-7:

сos_1-7д=(Р_7-5д^.сos_7-5д+Р_7д^.сos_7д)/(Р_7-5д+Р_7д)

сos_1-7д =(210•0,82+70•0,81)/(219,5+70)=0,79,

сos_7-1в=(Р_7-5в^.сos_7-5в+Р_7в^.сos_7в)/(Р_7-5в+Р_7в)

сos_7-1в=(100•0,86+80•0,84)/(100+80)=0,85,

Участок сети ИП-1:

сos_ИП-7д=(Р_1-2д^.сos_1-2д+Р_1-6д^.сos_1-6д+Р_1-7д^.сos_1-7д+Р_1д^.сos_1д)/

/(Р_1-2д++Р_1-6д+Р_1-7д +Р_1д)

сos_ИП-7д=(140,4•0,82+210,7•0,79+262•0,79+100•0,81)/(140,4+210,7+262+ +100)=0,8,

сos_ИП-7в=(Р_1-2в^.сos_1-2в+Р_1-6в^.сos_1-6в+Р_1-7в^.сos_1-7в+Р_1в^.сos_1в)/

/(Р_1-2в+Р_1-6в+Р_1-7в +Р_1в)

сos_ИП-7в=(203,4•0,83+352,1•0,83+159,5•0,85+120•0,84)/(203,4+352,1+ +159,5+120)=0,84,

6.3 Определение полных мощностей на участках сети

Далее, определяем полную расчетную мощность на всех участках сети, кВА по следующей формуле:

(6.3)

где Р_р - расчетная мощность на участке, кВт;

cos - коэффициент мощности.

Участок сети 4-3:

Аналогичным образом определяем полную мощность на других участках сети. Полученные значения сводим в таблицу 6.3.

6.4 Определение эквивалентной мощности

Затем определяем эквивалентную нагрузку по следующей формуле:

(6.4)

где S_р - расчетная мощность на участке, кВА;

K_д - коэффициент, учитывающий динамику роста нагрузок. Принимаем для вновь сооруженных сетей K_д = 0,7 [1].

Получаем:

Участок сети 4-3:

Аналогичным образом определяем эквивалентную мощность на других участках сети. Полученные значения сводим в таблицу 6.3.

Таблица 6.3 - Результаты расчетов полной и эквивалентной мощностей

Участок сети	Pд, кВт	Pв, кВт	сosд	сosв	Sд, КВА	Sв, кВА	Sэд, кВА	Sэв, кВА
4-3	40	60	0,84	0,87	47,6	69	33,3	48,3
2-4	88,4	144	0,82	0,85	107,8	169,4	75,5	118,6
1-2	140,4	203,5	0,82	0,83	171,2	245,2	119,8	171,6
9-10	50	80	0,81	0,84	61,7	95,2	43,2	66,7
9-8	82,3	178,6	0,76	0,8	108,3	223,3	75,8	156,3
6-8	178,3	305,3	0,78	0,82	228,6	372,3	160	260,6
1-6	210,7	352,1	0,79	0,83	266,7	424,2	186,7	296,9
7-5	210	100	0,82	0,86	256	116,3	179,2	81,4
1-7	262	159,5	0,79	0,85	331,6	187,6	232,2	131,4
ИП-1	604,5	721,9	0,8	0,84	755,6	859,4	528,9	601,6

6.5 Определение сечения проводов на участках линии

В целях удобства монтажа и эксплуатации ВЛ рекомендуется применять не более 3-4 сечений.

Толщина слоя гололеда b = 5 мм. Т.к. рассчитываемая линия - 10 кВ, то повторяемость - 1 раз в 10 лет [3]. Район по гололеду - II [3].

Для выбора сечения проводов используем приложение 33 [3].

Подбираем:

Участок 8-9:

Интервал экономических нагрузок (Приложение [3]): 80…225 кВА. Выбираем провод А-70 (по минимально допустимой прочности сечение для ВЛ 10 кВ - АС35).

Аналогичным образом предварительно подбираем сечения проводов для других участков. Результаты сводим в таблицу 6.3.

6.6 Определение потерь напряжения на участках линии

Потеря напряжения на участке сети определяется по следующей формуле:

(6.5)

где S_уч - расчетная мощность участка сети, кВА;

l - длина участка, км;

U_уд% - удельные потери напряжения на участке, %. Определяем по номограмме (рис. 2.3) [5]

Участок 4-3:

Аналогичным образом рассчитываем потери напряжения на остальных участках линии. Результаты расчетов сводим в таблицы 6.4. и 6.5.

Таблица 6.4 - Результаты расчетов линии 10 кВ (по дневной нагрузке)

Участок	Мощность	Длина участка, км	Марка провода	Потери напряжения на участках, %
	Активная, кВт	Полная, кВА	Эквивалент-ная, кВА
4-3	40	47,6	33,3	5	А-70	0,1
2-4	88,4	107,8	75,5	2	А-95	0,1
1-2	140,4	171,2	119,8	10	А-120	0,7
9-10	50	61,7	43,2	5	А-70	0,2
9-8	82,3	108,3	75,8	3	А-95	0,1
6-9	178,3	228,6	160	6	А-120	0,5
1-6	210,7	266,7	186,7	9	А-120	0,9
7-5	210	256	179,2	9	А-120	0,9
1-7	262	331,6	232,2	11	А-120	1,4
ИП-1	604,5	755,6	528,9	9	А-120	2,6

Таблица 6.5 - Результаты расчетов линии 10 кВ (по вечерней нагрузке)

Участок	Мощность	Длина участка, км	Марка провода	Потери напряжения на участках, %
	Активная, кВт	Полная, кВА	Эквивален-тная, кВА
4-3	60	69	48,3	5	А-70	0,2
2-4	144	169,4	118,6	2	А-95	0,2
1-2	203,5	245,2	171,6	10	А-120	0,9
9-10	80	95,2	66,7	5	А-70	0,3
9-8	178,6	223,3	156,3	3	А-95	0,3
6-9	305,3	372,3	260,6	6	А-120	0,8
1-6	352,1	424,2	296,9	9	А-120	1,5
7-5	100	116,3	81,4	9	А-120	0,4
1-7	159,5	187,6	131,4	11	А-120	0,8
ИП-1	721,9	859,4	601,6	9	А-120	3

Падения напряжения проверяем до самого удаленного потребителя от ИП. В нашем случае самыми удаленными точками сети являются:

для линии Л1: 3;

для линии Л2: 10;

для линии Л3: 8;

для линии Л4: 5;

Падение напряжение для участков, связывающих эти точки линии с ИП, будет определяется следующим образом:

Линия Л1:

U_ИП-3д=U_ИП-1д+U_1-2д+U_2-4д+U_4-3д=2,6+0,7+0,1+0,1=3,5%

U_ИП-3в=U_ИП-1в+U_1-2в+U_2-4в+U_4-3в=3+0,9+0,2+0,2=4,3%

Линия Л2:

U_ИП-10д=U_ИП-1д+U_1-6д+U_6-9д+U_9-10д=2,6+0,9+0,5+0,2=4,2%

U_ИП-10в=U_ИП-1в+ U_1-6в + U_6-9в+U_{9-10в=3+1,5+0,8+0,3=5,6%}

Линия Л3:

U_ИП-8д=U_ИП-1д+U_1-6д+U_6-9д+U_9-8д=2,6+0,9+0,5+0,1=4,1%

U_ИП-8в=U_ИП-1в+ U_1-6в + U_6-9в+U_{9-8в=3+1,5+0,8+0,3=5,6%}

Линия Л4:

U_ИП-5д=U_ИП-1д+U_1-7д+U_7-5д=2,6+1,4+0,9=4,9%

U_ИП-5в=U_ИП-1в+ U_1-7в + U_7-5в=3+0,8+0,8=4,6%

Наибольшее значение падения напряжения U_наиб.д = U_ИП-5д = 4,9%,

Проверяем условие

U_доп ? U_наибд.,

Наибольшее значение падения напряжения

U_наиб.в=U_ИП-8в=U_ИП-10в= =5,6%,

Проверяем условие

U_доп ? U_наибв.,

где U_доп - потеря напряжения в сети 10 кВ (таблица 2.2), U_доп =7%.

Так как условие 7 > 4,9 выполняется и 7 > 5,6 выполняется, делаем вывод, что сечения и марки проводов выбраны верно и остаются без изменений.

7. Определение потерь электрической энергии

7.1 Определение потерь электрической энергии в сетях 0.38 кВ для

первой зоны

Потери электрической энергии определяются по следующей формуле:

(7.1)

где r₀ - удельное электрическое сопротивление проводов, Ом/км;

l - длина участка, км;

I_max - максимальное значение тока на участке, А:

(7.2)

- время максимальных потерь, ч. Определяем по графику 4.5[5]:

Расчет ведем по первой зоне. Участок 1-2:

Аналогичным образом рассчитываем потери электрической энергии на других участках линии. Полученные данные сводим в таблицу 8.1.

Таким же образом используя формулы (7.1), (7.2) рассчитываем потери для второй зоны населенного пункта. Полученные результаты сводим в таблицу 7.1.

Таблица 7.1 - Потери электрической энергии в линии 0.38 кВ

N участка	Sр, кВА	L уч., км	Imax, A	Марка провода	cos	Потери напряжения, %	Потери энергии W, кВт.ч
						на участке	Удельная
Первая зона
1-2	6,4	0,052	9,7	3хА-25+А-25	0,93	0,2	0,82	10,9
2-3	10,3	0,052	15,6	3хА-25+А-25	0,93	0,4	0,82	28
3-4	14,2	0,052	21,6	3хА-25+А-25	0,93	0,5	0,82	66,3
ТП1-4	18,1	0,112	27,5	3хА-35+А-35	0,93	1,3	0,62	168,7
17-18	5,2	0,060	7,9	3хА-25+А-25	0,93	0,2	0,82	8,3
16-17	8,4	0,100	12,8	3хА-25+А-25	0,93	0,7	0,82	36,4
15-14	3	0,024	4,6	3хА-25+А-25	0,89	0,1	0,82	1,1
16-15	11,8	0,048	17,9	3хА-25+А-25	0,94	0,5	0,82	42,0
ТП1-16	20,8	0,168	31,6	3хА-35+А-35	0,93	2,3	0,62	33,4
9-10	5,2	0,040	7,9	3хА-25+А-25	0,93	0,2	0,82	55,4
26-9	8,4	0,052	12,7	3хА-25+А-25	0,93	0,3	0,82	18,6
12-13	5,2	0,040	7,9	3хА-25+А-25	0,93	0,1	0,82	55,1
11-12	5,6	0,056	8,5	3хА-25+А-25	0,93	0,2	0,82	12,26
26-11	13,5	0,056	20,5	3хА-25+А-25	0,93	0,6	0,82	9
7-26	18,6	0,040	28,3	3хА-35+А-35	0,93	0,5	0,62	63,8
6-7	21,8	0,056	33,1	3хА-35+А-35	0,93	0,7	0,62	198,6
5-6	25,7	0,056	39	3хА-35+А-35	0,93	0,8	0,62	275,7
ТП1-5	29,3	0,088	44,5	3хА-35+А-35	0,92	1,5	0,62	564,1
Итого:	1647,7
Вторая зона
31-30	5,2	0,048	7,9	3хА-25+А-25	0,93	0,2	0,82	6,6
29-30	8,4	0,052	12,7	3хА-25+А-25	0,93	0,3	0,82	18,6
44-29	12,3	0,104	18,7	3хА-25+А-25	0,93	1,1	0,82	99,5
44-33	10	0,010	15,2	3хА-25+А-25	0,89	0,1	0,82	5,1
32-44	18,3	0,040	27,8	3хА-35+А-35	0,92	0,1	0,62	20,5
ТП2-32	21,5	0,080	32,7	3хА-50+А-50	0,93	0,8	0,45	192,2
39-40	20	0,040	30,4	3хА-50+А-50	0,89	0,4	0,45	51,1
38-39	33,9	0,060	51,5	3хА-50+А-50	0,91	0,8	0,45	357,5
37-38	27,8	0,060	42,2	3хА-50+А-50	0,92	0,6	0,45	240
41-37	31,7	0,040	48,2	3хА-50+А-50	0,93	0,5	0,45	208,8
36-35	6,4	0,060	9,7	3хА-25+А-25	0,93	0,3	0,82	12,5
41-35	9,6	0,040	14,6	3хА-35+А-35	0,93	0,2	0,62	13,8
34-41	37,5	0,056	57	3хА-50+А-50	0,93	0,7	0,45	408,7
ТП2-34	39,3	0,080	59,7	3хА-50+А-50	0,89	1,4	0,45	640,5
20-19	5,2	0,028	7,9	3хА-25+А-25	0,93	0,1	0,82	3,9
21-20	11,2	0,028	17	3хА-35+А-35	0,91	0,2	0,62	16,1
42-21	14,4	0,010	21,9	3хА-35+А-35	0,92	0,1	0,62	9,6
24-25	6,4	0,056	9,7	3хА-25+А-25	0,93	0,3	0,82	11,7
23-24	10,3	0,056	15,6	3хА-35+А-35	0,93	0,3	0,62	22,1
22-23	14,2	0,040	21,6	3хА-35+А-35	0,93	0,3	0,62	37,2
42-22	18,4	0,040	28	3хА-50+А-50	0,95	0,3	0,45	43,4
27-42	27,2	0,040	41,3	3хА-50+А-50	0,94	0,5	0,45	153,3
28-27	30,4	0,040	46,2	3хА-50+А-50	0,93	0,5	0,45	191,8
ТП2-28	33,6	0,140	51	3хА-50+А-50	0,93	2,2	0,45	818
Итого:	2338,8

7.2 Определение годовых потерь электрической энергии в

трансформаторе

Потери электроэнергии в трансформаторе определяются по следующей формуле:

(7.3)

где P_м.н - потери в обмотках трансформатора при номинальном токе нагрузки, кВт;

S_max - максимальная полная нагрузка трансформатора, кВА;

- время максимальных потерь трансформатора, ч;

P_х.х. - потери холостого хода трансформатора, кВт;

8760 - число часов в году.

Получаем для первой зоны:

Для второй зоны:

7.3 Определение общих потерь

Общие потери определяются по следующей формуле:

(7.4)

где W_тр - потери в трансформаторе, кВт^.ч;

W - суммарные потери, кВт^.ч;

Получаем для первой зоны:

Для второй зоны:

7.4 Определение потерь электрической энергии в линии 10 кВ

Расчет ведем так же как и для линии 0.38 кВ. Расчет ведем по вечернему максимуму.

Подставляя в формулы (7.1), (7.2) числовые значения, получаем:

Участок сети 4-3:

Аналогичным образом рассчитываем потери энергии на остальных участках. Результаты расчетов сводим в таблицу 7.2.

Определим потери электрической энергии до нашего потребителя, т.е.:

W_0-8 = W_ИП-1 + W_1-6 + W_6-9+ W_9-8,

Получаем:

W_0-9 = 16180 + 1779,5 + 845,6+102,2 = 18907,3 кВт^.ч.

Таблица 7.2 - Потери электрической энергии в линии 10 кВ

N участка	Sр, кВА	L уч., км	Imax, A	Марка провода	cos	Потери напряжения, %	Потери энер-гии W, кВт.ч
						на участке	удельная
4-3	40	5	2,3	А-70	0,87	0,1	0,55	52,3
2-4	88,4	2	5,1	А-95	0,85	0,1	0,45	76,9
1-2	140,4	10	8,1	А-120	0,83	0,7	0,38	871,6
9-10	50	5	2,9	А-70	0,84	0,2	0,54	83,2
9-8	82,3	3	4,8	А-95	0,8	0,1	0,45	102,2
6-9	178,3	6	10,3	А-120	0,82	0,5	0,38	845,6
1-6	210,7	9	12,2	А-120	0,83	0,9	0,37	1779,5
7-5	210	9	12,1	А-120	0,86	0,9	0,38	1750,4
1-7	262	11	15,1	А-120	0,85	1,4	0,38	3702
ИП-1	604,5	9	34,9	А-120	0,84	2,6	0,38	16180

8. Конструктивное выполнение линий и ТП

Распределительные сети 10 кВ выполняют 3-х проводными с изолированной нейтралью.

ВЛ 10 кВ выполняют на железобетонных опорах.

Трасса линии 10 кВ должна проходить вдоль железных дорого, проезжих дорог, полезащитных полос, по границам полей, оросительных и осушительных каналов, иметь по возможность наименьшую длину и занимать минимальную площадь пахотных земель.

Для ВЛ 10 кВ, в данном проекте, принимаем фарфоровые изоляторы ШФ-10Г, так как по своим показателям они лучше стеклянных, в частности, выдерживаемое напряжение с частотой 50 Гц, выдерживаемое импульсное напряжение, по нормативной механической прочности они более приспособлены для работы на открытом воздухе.