В случаях, когда установленные мощности нагрузок отличаются по величине более чем в 4 раза и носят разнообразный характер, то для их определения воспользуемся методом суммирования с добавками:

Р_д=Р_{д. наиб.}+ Р_дi ; Р_в=Р_{в. наиб.}+ Р_вi ;

Q_д= Q_{д. наиб.}+ Q_дi ; Q_в= Q_{в. наиб.}+ Q_вi ;

При количестве производственных потребителей 4 коэффициент одновременности К_о =0,8.

Итого по линии:

Р_д= 71,2 кВт ; Р_в= 29 кВт ; Q_д= 52,8 кВар ; Q_в= 25,4 кВар;

Наружное освещение зданий.

Длина периметра территории (237+239)*2=952 М.

Удельную мощность принимаем на уровне 0.003 кВт/М периметра.

Тогда полная мощность S_в=952·0,003·1,2=3,4 кВА (1,2 это +20% для ПРА), следовательно:

Р_в=S·cosφ=3,4·0.9=3,06 кВт (cosφ=0.9 ПРА с компенсаторами);

Q_в= S- Р_в=3,4-3,06=0,34 кВар.

Результаты расчетов сведем в таблицу №2

Определение нагрузок ТП-2 Таблица №2

Расчет для участков линий 0,38 кВ и трансформаторных подстанций полных мощностей, токов и коэффициентов мощности

S_д= ; S_в= ;

I_д= S_д/( ·U_ном); I_в= S_в/( ·U_ном);

cos = Р_д\ S_д ; cos = Р_в\ S_в ;

Линия Л1

S_д= = =25 кВА;

S_в= = =38 кВА;

I_д= S_д/( ·U_ном)= 25/( ·0,38)=39 А;

I_в= S_в/( ·U_ном)= 38/( ·0,38)=59 А;

cos = Р_д/ S_д =24/25=0,96;

cos = Р_в/ S_в =37/38=0,97.

аналогично находим для линий Л2, Л3, Л4 и трансформаторных подстанций ТП-1 и ТП-2.

Результаты расчетов сведем в таблицу №3

Сводные данные расчета нагрузок в сетях 0,38 кВ таблица №3

Выбор потребительских трансформаторов

Номинальная мощность трансформаторов 10\0,4 кВ выбирается в зависимости от расчетной полной мощности, среднесуточной температуры охлаждающего воздуха и вида нагрузки. Место установки ТП выбираем в центре расположения нагрузок ближе к мощным потребителям. Рекомендуемый коэффициент загрузки трансформаторов 75%, но в противовес этой рекомендации встает экономическая целесообразность установки ТП повышенной мощности. Мощности деревни Анисовка уже сформировались и стабилизировались на данном уровне развития поэтому дальнейшее их расширение и как следствие увеличение потребляемой мощности маловероятно. Для ТП-1 выберем трансформатор ТМФ 160.Для ТП-2 выберем трансформатор ТМ 100.

Основные технические характеристики трансформаторов сведем в таблицу №4.

Основные технические данные трансформаторов 10\0,4 кВ

Таблица №4

Электрический расчет воздушных линий 10 кВ

Обе ТП питаются от ГПП 110\10 кВ. Расстояние от ГПП до контрольной точки 1 составляет 25000 М, от контрольной точки 1 до ТП-1 (к.т. 2) составляет 150 М, от контрольной точки 1 до ТП-2 (к.т. 3) составляет 450 М.

Для участка линии 1-2, питание от которого получают 2 ТП, коэффициент одновременности К_о=0,85.

Мощности участков, протекающие по ним токи определим из выражений:

Р_д= К_о Σ Р_дi ; Р_в= К_о Σ Р_вi ; Q_д= К_о ΣQ_дi ; Q_в= К_о ΣQ_вi;

S_д= ; S_в= ; I_д= S_д/( ·U_ном); I_в= S_в/( ·U_ном);

учтя, что U_ном=10 кВ.

Выбор сечения проводов

Выбираем сечение проводов по экономической плотности тока j_эк [5], с дальнейшей проверкой провода по допустимому нагреву:

F_расч.= I_р.max / j_эк ; I_доп ≥ I_р.

Участок линии 10 кВ № 0-1

Намечаем использовать неизолированный сталеалюминевый провод марки «АС». При времени использования максимальной нагрузки T_max=1000 ч, экономическая плотность тока составляет j_эк=1,3 А/мм² [5]. Тогда:

F_расч.=9,3/1,3=7,2 мм²,

однако по механической прочности в линиях выше 1000 В не допускается устанавливать провода ниже АС25, поэтому применим провод АС25.

Проверим выбранное сечение провода по допустимому нагреву:

I_доп=135 А ≥ I_р=7,2 А — выполняется.