Электроснабжение сельского населенного пункта (стр. 2 из 8)
4. Расчетная мощность вечернего максимума нагрузки потребителей населенного пункта определяется по формуле:
, (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;
РΣНО – суммарная нагрузка наружного освещения населенного пункта, кВт.
5. Расчетная мощность дневного и вечернего максимума нагрузки производственных потребителей населенного пункта.
6. Коэффициент мощности дневного и вечернего максимума суммарной нагрузки всех потребителей населенного пункта.
(1.6)где
- расчетная нагрузка комунально-бытовых потребителей. 
= 86,3+ 97,4= 183,7(кВт) 
= 70,9+ 104,8= 175,7 (кВт)РП (Д) / РОД = 86,3/183,7=0,47
РП (В) / РОВ= 70,9/ 175,7 = 0,44
= 0, 8 
= 0, 847. Расчетная полная мощность дневного и вечернего максимума.
, 
2. Определение мощности и выбор трансформаторов
Количество трансформаторных подстанций в населенном пункте рекомендуется определять по эмпирической формуле:
, (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.
В целях сокращения экономических затрат рекомендуется выбирать не менее двух трансформаторных подстанций, так как на плане местности однородные потребители размещены компактно выбираю две подстанции. Сгруппируем потребителей населенного пункта в две зоны.
Выбираем трансформаторы с номинальной мощностью:
1 Производственная зона Sном= 100 кВА;
2 Зона Sном= 100 кВА;
Координаты ТП для каждой выбранной зоны потребителей рассчитывают по известным координатам отдельных потребителей, с использованием формул:
(2.2)где n – число потребителей для каждой выбранной зоны; Si – полная мощность «i»-того потребителя для того максимума нагрузки, по которому выбран трансформатор ТП, кВА.
Производственные потребители:
4.8 
14.39Зона 2:
28.76 
9.7Расчет произведен в таблице MicrosoftOfficeExcel 2007
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.
Таблица 3.1
| Участок ВЛ 10 кВ | Расчетная активная мощность участка, кВт | РДП/РДО | РВП/РВО | ||||
| Номер | Длина, км | Днем | Вечером | ||||
| РДО | РДП | РВО | РВП | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 5-6 | 6 | 180 | 100 | 240 | 120 | 0,55 | 0,5 |
| 2-5 | 6 | 432 | 225 | 531 | 275,5 | 0,52 | 0,46 |
| 3-2 | 4 | 529.4 | 296.8 | 555.6 | 311,8 | 0,56 | 0,56 |
| 3-4 | 11 | 260 | 200 | 290 | 210 | 0,77 | 0,72 |
| 1-3 | 13 | 890.5 | 582 | 1076 | 694.6 | 0,65 | 0,65 |
| 0-5 | 5 | 1161,5 | 748.8 | 1283,4 | 805 | 0,64 | 0,63 |
Таблица 3.1.1
| cosД | cosВ | tgД | tgВ | Расчетная мощность | Рабочий ток, А | ||||
| Реактивная,кВар | Полная,кВА | ||||||||
| QД | QВ | SД | SВ | IД | IВ | ||||
| 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 | 17 | 18 |
| 0,80 | 0,85 | 0,75 | 0,61 | 135 | 61 | 300 | 141.2 | 17.3 | 8.15 |
| 0,82 | 0,87 | 0,69 | 0,56 | 298 | 126 | 647.6 | 316.7 | 37.3 | 18.3 |
| 0,81 | 0,86 | 0,72 | 0,59 | 381.2 | 175 | 686 | 362.6 | 39.6 | 21 |
| 0,75 | 0,82 | 0,88 | 0,56 | 228 | 112 | 386.7 | 256 | 22.3 | 14.8 |
| 0,76 | 0,83 | 0,85 | 0,67 | 757 | 390 | 1415 | 576.5 | 81.7 | 33.28 |
| 0,76 | 0,83 | 0,85 | 0,67 | 987.3 | 501.7 | 1688.7 | 969.9 | 97.4 | 55.9 |
Таблица 3.1.2
| Марка и сечение провода, мм2 | Потери напряжения, % | Потери энергии,кВт.ч | |||
| Днем | Вечером | ||||
| На участке | От шин 10 кВ до конца участка | На участке | От шин 10 кВ до конца участка | ||
| 19 | 20 | 21 | 22 | 23 | 24 |
| АС70 | 0,77 | 4.5 | 0,7 | 4.4 | 4299 |
| АС70 | 2.8 | 5.7 | 1.9 | 7.9 | 23315,2 |
| АС70 | 1.5 | 8.1 | 1.2 | 6.6 | 15016,7 |
| АС70 | 2.2 | 5.6 | 1.8 | 4.8 | 13095,6 |
| АС70 | 8.7 | 8.7 | 7 | 7.8 | 15979,6 |
| АС70 | 4.3 | 4.3 | 3.7 | 3.7 | 59766,6 |
∆Wmax= 131472,7 кВт*ч в год.
С помощью коэффициента одновременности и добавок рассчитаем нагрузку на всех участках линии 10 кВ.
Например мощность для общей дневной нагрузки на участках 1-3:
Р2-5 =ko (Р5 + Р5-6)=0.9(180+300) = 432 кВт
Расчетная реактивная и полная мощность нагрузки для дневного и вечернего максимума по каждому участку ВЛ 10 кВ определяются по формулам:
(3.1) 
, (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.
Сечение проводов в курсовом проекте рекомендуется определять по экономической плотности тока:
, (3.4)где jЭК=1,3 А/мм2 – экономическая плотность тока, выбранная по таблице 5.1 [1,2].
Полученное расчетное сечение округляется до ближайшего стандартного и должно быть скорректировано по требованиям к механической прочности, в соответствии с которыми провода выбирают сталеалюминиевыми, сечениями не менее: 70 мм2 для магистрали и 35 мм2 для отпаек.
Параметры выбранных проводов необходимо свести в таблицу 3.2.(приложение 1, 4, 14, 15 [1,2] ).
Таблица 3.2
| Провод | Dср, мм | r0, Ом/км | х0, Ом/км | Iраб макс, А | Iдоп, А |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
| АС70/11 | 2000 | 0,420 | 0,392 | 10,9 | 265 |
| АС70/11 | 2000 | 0,420 | 0,392 | 23,3 | 265 |
| АС70/11 | 2000 | 0,420 | 0,392 | 32,9 | 265 |
| АС70/11 | 2000 | 0.420 | 0.392 | 31,2 | 265 |
| АС70/11 | 2000 | 0.420 | 0.392 | 65,1 | 265 |
| АС70/11 | 2000 | 0,420 | 0,392 | 74,6 | 265 |
Выбранное сечение проводов удовлетворяет условию допустимого нагрева:
. 