150836 (594598), страница 4
Текст из файла (страница 4)
Рg(p) = 3,4 кВт
-
Потребляемая мощность ЭД из условия обеспечения перегрузки при работе, кВт
Рg(p) = 
кВт
Выбираемый двигатель удовлетворяет всем условиям:
Рg ≥ Рg(нг) Рg ≥ Рg(п) Рg ≥ Рg(р)
Аналогично расчет производим для остальных электродвигателей.
2.3 Электрический расчет сетей 10 и 0,38 кВ
2.3.1 Определение допустимой потери напряжения.
Допустимую потерю напряжения в сетях 10 и 0,38 кВ определяем по отклонению напряжения у сельскохозяйственных потребителей, которое должно быть в пределах ± 5 % (ГОСТ 13109-97) (для животноводческих комплексов). Для этого составляем таблицу 9 отклонений и потерь у потребителей.
Таблица 9 - Потери отклонения напряжения
| Элементы сети | Надбавки потери напряжения | |
| 100 % | 25 % | |
| Шины 10 кВ | + 5 | 0 |
| ЛЭП- 10 кВ | - 3,5 | - 1,25 |
| Трансформатор 10/0,4 кВ Надбавка потери | + 5 - 4 | + 5 - 1 |
| ЛЭП 0,38 кВ | - 7,5 | 0 |
| Отклонения напряжения у потребителе | - 5 % | + 2,75 % |
Вносим в таблицу 9 известные величины: отклонение напряжения трансформатора 10/ 0,4 кВ, которое можно считать при полной нагрузки – 4 %, а при 25 % полного напряжения – 1%. Кроме того, учитывая допустимые потери отклонения у потребителя при полной нагрузки 
- 5 %. Задаемся надбавкой трансформатора 10/0,4 кВ, которая может быть от + 10 до 0 %. Выбираем надбавку +5 %. Допустим, что вместе присоединения сельской сети напряжение на шинах 10 кВ наблюдаются следующие отклонения - 5%, 
- 0 %. Тогда допустимые потери напряжения в сетях при полной нагрузки составляет Δ
= 5+5-4-(-5) = 11 %.
Распределяем между сетями напряжением 10 и 0,38 кВ потерю напряжения 3,5 % и 7,5 5 с тем, чтобы иметь наименьшую общую массу металла проводов в сети. Отклонение напряжения при минимальной нагрузки 
= -1,25+ 5- 1= 2,75 % < 5 %
И находятся в допустимых приделах. Наносим на схемы рис. 6,7 все величины необходимые для расчета сети, то есть допустимое значение потери напряжения в различных её звениях.
2.3.2 Расчет воздушных сетей 0,38 кВ ведем по экономическим интервалом мощности
Принимаем толщину стенки гололеда 5мм Опоры железобетонные, нагрузка достигает проектного значения на седьмой год Допустимые потери напряжения на ВЛ – 0,38кВ – 7,5 процентов Нагрузки в киловатт – амперах, и расстояния участков показаны на рис 6 Коэффициент мощности всех нагрузок равен 0,9
Порядок расчета
Определяем расчетные мощности по участкам схемы с учетом коэффициента одновременности
Линия 1
S3-4 = S 4 = 2 кВА
S 2- 3 = S 3 + Δ S 3- 4 = 24+1.2 = 25.2 кВА
S1-2 = S 2 + Δ S 2- 3 = 50+ 15.7 = 65.7 кВА
S0-1 = S 1 + Δ S 1- 2 = 90+ 45 = 135 кВА
Линия 2
S3-4 = S 4 = 2 кВА
S 2- 3 = S 3 + Δ S 3- 4 = 27 + 1.2 = 28.2 кВА
S1-2 = S 2 + Δ S 2- 3 = 28,2+ 15 = 43,2 кВА
S0-1 = S 1 + Δ S 1- 2 = 90 + 30 = 120 кВА
Линия 3
S2-4 = S 4 = 90 кВА
S 2- 3 = S 3 = 23 кВА
S1-2 = S 2-4 + Δ S 2- 3 = 90 + 14,4 = 104,4 кВА
S0-1 = S 1-2 + Δ S 1 = 104,4 + 34 = 138,4 кВА
Линия 4
S 2- 3 = S 3 = 1,3 кВА
S1-2 = S 2 + Δ S 2- 3 = 8 + 0,9 = 8,9 кВА
S0-1 = S 1 + Δ S 1-2 = 90 + 5,4 = 95,4 кВА
Линия 5
S1-2 = S 2 = 10 кВА
S3-4 = S 4 = 14 кВА
S1-3 = S 3 + Δ S 3- 4 = 25 + 8,5 = 33,5 кВА
S0-1 = S 1-3 + Δ S 1-2 = 33,5 + 6 = 39,5 кВА
Находим эквивалентные мощности на участках
S экв = S расч * Кg (10),
Где S расч - расчетная максимальная мощность на участке, кВА
Кg - коэффициент роста нагрузок,
Линия 1
S экв 3-4 = 2* 0,7 = 1,4 кВА
S 2-3 = 25,2 * 0,7 = 17,44 кВА
S 1- 2 = 65,7 * 0,7 = 45, 99 кВА
S 0-1 = 135 * 0,7 = 87,5 кВА
Линия 2
S экв 3-4 = 2* 0,7 = 1,4 кВА
S 2-3 = 28,2 * 0,7 = 19,74 кВА
S 1- 2 = 43,2 * 0,7 = 30, 24 кВА
S 0-1 = 120 * 0,7 = 84 кВА
Аналогично находим эквивалентные мощности линий 3,4,5. Данные расчетов сводим в таблицу 10.
2.3.3 По эквивалентным мощностям определяем основные сечения проводов
Линия 1
На участке ТП – 1 провода 3А50 + А50
На участке 1-2 провода 3А50 + А50
На участке 2- 3 провода 3А25 + А25
На участке 3- 4 провода 3А25 + А25
Линия 2
На участке ТП – 1 провода 3А50 + А50
На участке 1- 2 провода 3А50 + А50
На участке 2 – 3 провода 3А25 + А25
На участке 3– 4 провода 3А25 + А25
Аналогично находим сечение проводов линий 3,4,5. Данные расчетов сносим в таблицу 10.
-
Сечение проводов проверяем по допустимым потерям напряжения.
Линия 1
а) потери напряжение на участке ТП – 1 определяем по максимальной мощности
S max по формуле:
Δ U тп- 1 = 
(11)
Где S max - максимальная полная мощность, протекающая по участку линии, кВА
-
длина участка линии, км
Uн – номинальное напряжение, кВ
r 0, x 0 - сопротивление 1 км провода [6 ]
Δ U тп-1 = 
В
или 3,6 %
На других участках расчет производим аналогично:
Δ U 1-2 = 
В или 1,17 %
Δ U 2-3 = 
В или 1,4 %
Δ U 3-4 = 
В или 0,12 %
б) Суммарные потери напряжения до точек сети, в которых подключена нагрузка
Δ U тп-2 = Δ U тп-1 + Δ U 1-2 = 3,6 + 1,17 = 4,77 %
Δ U тп-3 = Δ U тп-2 + Δ U 2-3 = 4,77 + 1,4 = 6,17 %
Δ U тп-4 = Δ U тп-3 + Δ U 3-4 = 6,17 + 0,12 = 6,29 %
Так как Δ U max < Δ U max доп = 7,5 %, следовательно сечения проводов выбраны верно.
Δ U max = Δ U тп-4 = 6,29 %
Аналогично проверяем участки линии 2,3,4,5 по допустимой потери напряжения. Данные расчетов сводим в таблицу 10.
Рассчитываем ВЛ 0,38 кВ по ТП – 2. Расчетная схема на рис. 7
-
Определяем расчетную максимальную мощность участков линии 1.
S9-10= S 10 = 9,9 кВА
S3-9 = S 9-10 + Δ S 9 = 9,9 + 4,2 = 14,1 кВА
S5-6 = S 6 = 5 кВА
S7-8 = S 8 = 3 кВА
S5-7 = S 7 + Δ S 7- 8 = 4 + 1,8 = 5,8 кВА
S4-5 = S 5-7 + Δ S 5- 6 = 5,8 + 3 = 8,8 кВА
S3-4 = S 4-5 + Δ S 4 = 8,8 + 4,2 = 13 кВА
S2-3 = S 3-9 + Δ S 3- 4 = 14,1 + 7,9 = 22 кВА
S1-2 = S 2-3 + Δ S 2- 7 = 22 + 4,2 = 26,2 кВА
S16-17 = S 17 = 7,1 кВА
S16-18 = S 18 = 10,6 кВА
S15-16 = S 16-18 + Δ S 36- 17 = 10,6 + 4,4 = 15 кВА
S13-15 = S 15-16 + Δ S 15 = 15 + 4, 8 = 19 кВА
S13-14 = S 14 = 14,7 кВА
S12-13 = S 13-15 + Δ S 13- 14 = 19,8 + 9 = 28,8 кВА
S11-12 = S 12-13 + Δ S 12 = 28,8 + 4,2 = 33 кВА
S1-11 = S 11-12 + Δ S 11 = 33 + 12,5 = 45,5 кВА
S0-1 = S 1-11 + Δ S 1- 2 = 45,5 + 16,4 = 61,9 кВА
-
Определяем по формуле (10) эквивалентную мощность
S9-10 = 9,9 * 0,7 = 6,93 кВА
S3-4 = 14,1 * 0,7 = 9,87 кВА
S9-10 = 9,9 * 0,7 = 6,93 кВА
S5-6 = 5 * 0,7 = 3,5 кВА
S7-8 = 3 * 0,7 = 2,1 кВА
S5-7 = 5,8 * 0,7 = 4,06 кВА
S4-5 = 8,8 * 0,7 = 6,16 кВА
S3-4 = 13 * 0,7 = 9,1 кВА
S2-3 = 22* 0,7 = 15,4 кВА
S 1-2 = 26,2 * 0,7 = 18,34 кВА
S16-17 = 7,1 * 0,7 = 4,97 кВА
S16-18 = 10,6 * 0,7 = 7,42 кВА
S15-16 = 15 * 0,7 = 10,5 кВА
S13-14 = 14,7 * 0,7 = 10,29 кВА
S12-13 = 33* 0,7 = 23,1 кВА
S1-11 = 45,5 * 0,7 = 31,7 кВА
S0-1 = 61,9 * 0,7 = 43,33 кВА
-
По эквивалентной мощности определяем основные сечения проводов.
На участке ТП – 1 провода 3А50 + А50
На участке 1 – 11 провода 3А50 + А50
На участке 11 – 12 провода 3А35 + А35
На участке 12 – 13 провода 3А35 + А35
На участке 13 – 14 провода 3А25 + А25
На участке 14 – 15 провода 3А25 + А25
На участке 15 – 16 провода 3А25 + А25
На участке 16 – 18 провода 3А25 + А25
На участке 16 – 17 провода 3А25 + А25
На участке 1 – 2 провода 3А25 + А25
На участке 2 – 3 провода 3А25 + А25
На участке 3 – 4 провода 3А25 + А25
На участке 4 – 5 провода 3А25 + А25
На участке 5 – 7 провода 3А25 + А25
На участке 7 – 8 провода 3А25 + А25
На участке 5 – 6 провода 3А25 + А25
На участке 3 – 9 провода 3А25 + А25
На участке 9 – 10 провода 3А25 + А25
-
Сечение проводов проверяем по допустимой потери напряжения.
Потери на участках определяем по формуле (11)
Δ U тп-1 = 
В или 1,8%
Δ U 1-11 = 
В или ≈0,2 %
Δ U 11-12 = 
В или 1,8 %
Δ U 12-13 = 
В или 0,4 %
Δ U 13-14 = 
В или 2,6 %
Δ U 13-15 = 
В или 2,1 %
Δ U 15-16 = 
В или 0,2 %
Δ U 16-18 = 
В или 0,7 %
Δ U 16-17 = 
В или 0,5 %
Δ U 1-2 = 
В или 1,9
Δ U 2-3 = 
В или 0,4 %
Δ U 3-4 = 
В или 0,9 %
Δ U 4-5 = 
В или 0,4 %
Δ U 5-7 = В или 0,1 %
Δ U 7-8 = В или 0,1 %
Δ U 5-6 = 
В или 0,3 %
Δ U 3-9 = 
В или 1 %
Δ U 9-10 = 
В или 1,5 %
Суммарные потери до точек, в которых подключены нагрузки
Δ U тп-11 = Δ U тп-1 + Δ U 1-11 = 1,8 + 2,2 = 2 %
Δ U тп-12 = 2 + 1,8 = 3,8 %
Δ U тп-13 = 3,8 + 0,4 = 4,2 %
Δ U тп-14 = 4,2 + 2,6 = 6,8 %
Δ U max 6,8 % < Δ U доп = 7,5 %
Δ U тп-15 = 4,2 + 2,1 = 6,3 %
Δ U тп-16 = 6,3 + 0,2 = 6,5 %
Δ U тп-18 = 6,5 + 0,7 = 7,2 %
Δ U max 7,2 % < Δ U доп = 7,5 %
Δ U тп-17 = 6,5 + 0,5 = 7 %
Δ U max 7 % < Δ U доп = 7,5 %
Δ U тп-2 = 1,8 + 1,9 = 3,7 %
Δ U тп-3 = 3,7 + 0,4 = 4,1 %
Δ U тп-4 = 4,1 + 0,9 = 5 %
Δ U тп-5= 5 + 0,4 = 5,4 %
Δ U тп-7 = 5,4 + 0,1 = 5,5 %
Δ U тп-8 = 5,5 + 0,1 = 5,6 %
Δ U max 5,6 % < Δ U доп = 7,5 %
Δ U тп-6 = 5,4 + 0,3 = 5,7 %
Δ U max 5,7 % < Δ U доп = 7,5 %
Δ U тп-9 = 4,1 + 1 = 5,1 %
Δ U тп-10 = 5,1 + 1,5 = 6,6 %
Δ U max 6,6 % < Δ U доп = 7,5 %
Сечения выбраны верно Δ U max < Δ U доп
Аналогично рассчитываем воздушные линии 2,3,4, выбираем сечения проводов и проверяем на допустимую потерю напряжения.
Результаты расчетов сводим в таблицу 10.
Таблица 10 - Расчет воздушной линии 0,38 В по экономическим интервалам мощности ТП - 1
| Номер расчетного участка | Расчетная Максимальная мощность S max | Коэффиц. Учитывающий Динамики роста К g | Экви- Валентная мощность S экв, кВА | Длина Расчетного участка l, м | Основные Марки Сечения проводов | Оконча- тельные сечения проводов | Окончательный расчет Δ U % | |
| На расчетном участке | От ТП | |||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 9 | 10 | 11 |
| Линия 1 ТП- 1 | 135 | 0,7 | 87,5 | 60 | 4А50 | 4А50 | - | - |
| 1- 2 | 65,7 | 0,7 | 45,99 | 40 | 4А50 | 4А50 | - | - |
| 2- 3 | 25,2 | 0,7 | 17,64 | 70 | 4А25 | 4А25 | - | - |
| 3-4 | 2,0 | 0,7 | 1,4 | 80 | 4А25 | 4А25 | - | - |
| Линия – 2 ТП- 1 | 120 | 0,7 | 84 | 80 | 4А50 | 4А50 | - | - |
| 1- 2 | 43,2 | 0,7 | 30,24 | 110 | 4А50 | 4А50 | - | - |
| 2-3 | 28,2 | 0,7 | 19,74 | 10 | 4А25 | 4А25 | - | - |
| 3-4 | 2 | 0,7 | 1,4 | 80 | 4А25 | 4А25 | - | - |
| Линия- 3 ТП- 1 | 138,4 | 0,7 | 96,88 | 30 | 4А50 | 4А50 | - | - |
| 1-2 | 104,4 | 0,7 | 73,08 | 30 | 4А50 | 4А50 | - | - |
| 2-3 | 23 | 0,7 | 16,1 | 90 | 4А25 | 4А25 | - | - |
| 2-4 | 20 | 0,7 | 63 | 50 | 4А50 | 4А50 | - | - |
| Линия- 4 ТП -1 | 95,4 | 0,7 | 66,78 | 60 | 4А25 | 4А25 | - | - |
| 1-2 | 8,9 | 0,7 | 6,23 | 160 | 4А25 | 4А25 | - | - |
| 2-3 | 1,3 | 0,7 | 0,91 | 80 | 4А25 | 4А25 | - | - |
| Линия –5ТП - 1 | 39,5 | 0,7 | 27,65 | 340 | 4А35 | 4А50 | 4,5 | 4,5 |
| 1-3 | 33,5 | 0,7 | 23,45 | 120 | 4А25 | 4А25 | 2,3 | 6,8 |
| 3-4 | 14 | 0,7 | 9,8 | 50 | 4А25 | 4А25 | 0,6 | 7,4 |
| 1-2 | 10 | 0,7 | 7,0 | 60 | 4А25 | 4А25 | 0,5 | 5,0 |
| Линия –1 ТП-1 | 61,9 | 0,7 | 43,33 | 70 | 4А50 | 4А50 | - | - |
| 1-11 | 45,5 | 0,7 | 31,7 | 10 | 4А50 | 4А50 | - | - |
| 1-12 | 33,0 | 0,7 | 23,1 | 90 | 4А35 | 4А35 | - | - |
| 12-13 | 28,8 | 0,7 | 20,6 | 20 | 4А35 | 4А35 | - | - |
| 13-14 | 14,7 | 0,7 | 10,29 | 220 | 4А25 | 4А25 | - | - |
| 13-15 | 19,8 | 0,7 | 13,86 | 130 | 4А25 | 4А25 | - | - |
| 15-16 | 15,0 | 0,7 | 10,5 | 20 | 4А25 | 4А25 | - | - |
| 16-18 | 10,6 | 0,7 | 7,42 | 80 | 3А25 | 3А25 | - | - |
| 16-17 | 7,1 | 0,7 | 4,97 | 90 | 2А25 | 2А25 | - | - |
| 1-2 | 26,2 | 0,7 | 18,34 | 90 | 4А25 | 4А25 | - | - |
| 2-3 | 22,0 | 0,7 | 15,4 | 20 | 4А25 | 4А25 | - | - |
| 3-4 | 13,0 | 0,7 | 9,1 | 90 | 4А25 | 4А25 | - | - |
| 4 -5 | 8,8 | 0,7 | 6,16 | 70 | 4А25 | 4А25 | - | - |
| 5 - 7 | 5,8 | 0,7 | 4,06 | 20 | 4А25 | 4А25 | - | - |
| 7 – 8 | 3,0 | 0,7 | 2,1 | 40 | 4А25 | 4А25 | - | - |
| 5- 6 | 5,0 | 0,7 | 3,5 | 80 | 4А25 | 4А25 | - | - |
| 3 – 9 | 14,1 | 0,7 | 9,87 | 90 | 4А25 | 4А25 | - | - |
| 9 - 10 | 9,9 | 0,7 | 6,93 | 200 | 3А25 | 4А25 | - | - |
| Линия – 2 ТП-1 | 54,7 | 0,7 | 38,9 | 10 | 4А50 | 4А50 | 0,2 | 0,2 |
| 1-7 | 19,9 | 0,7 | 13,93 | 300 | 4А25 | 4А25 | 4,8 | 5,0 |
| 1 – 2 | 42,2 | 0,7 | 29,54 | 110 | 4А50 | 4А50 | 2,0 | 2,2 |
| 2 – 3 | 26,5 | 0,7 | 18,55 | 180 | 4А25 | 4А50 | 2,1 | 4,3 |
| 3- 6 | 23 | 0,7 | 16,1 | 200 | 4А25 | 4А35 | 2,8 | 7,1 |
| 3 – 4 | 5,8 | 0,7 | 4,06 | 180 | 4А25 | 4А25 | 0,8 | 5,1 |
| 4 – 5 | 4,0 | 0,7 | 2,8 | 20 | 4А25 | 4А25 | 0,1 | 5,2 |
| Линия –3 ТП-1 | 75,9 | 0,7 | 53,13 | 70 | 4А50 | 4А70 | 1,7 | 1,7 |
| 1 – 2 | 56,9 | 0,7 | 39,83 | 70 | 4А50 | 4А70 | 1,3 | 3,0 |
| 2 – 3 | 46,4 | 0,7 | 32,4 | 80 | 4А50 | 4А50 | 1,5 | 4,5 |
| 3 – 4 | 37,9 | 0,7 | 26,53 | 60 | 4А50 | 4А50 | 1,0 | 5,5 |
| 4 – 5 | 29,4 | 0,7 | 20,58 | 90 | 4А35 | 4А50 | 1,1 | 6,6 |
| 5 – 6 | 11,8 | 0,7 | 8,26 | 90 | 4А25 | 4А50 | 0,7 | 7,3 |
| 6 – 7 | 6,3 | 0,7 | 4,41 | 40 | 4А25 | 4А50 | 0,2 | 7,5 |
| 2 – 8 | 17,28 | 0,7 | 12,1 | 180 | 4А25 | 4А25 | 2,5 | 5,5 |
| 8 – 9 | 5,0 | 0,7 | 3,5 | 350 | 4А25 | 4А25 | 1,4 | 6,9 |
| 8 – 10 | 14,28 | 0,7 | 10,0 | 150 | 4А25 | 4А25 | 1,7 | 7,2 |
| Линия –4 ТП –1 | 118,1 | 0,7 | 82,67 | 10 | 4А50 | 4А50 | 0,5 | 0,5 |
| 1 – 2 | 65,0 | 0,7 | 45,5 | 30 | 4А50 | 4А50 | 0,8 | 1,3 |
| 2 – 3 | 59,0 | 0,7 | 41,3 | 90 | 4А50 | 4А50 | 2,3 | 3,6 |
| 3 – 4 | 50,5 | 0,7 | 38,85 | 40 | 4А50 | 4А50 | 0,9 | 4,5 |
| 4 – 5 | 39,5 | 0,7 | 27,65 | 50 | 4А50 | 4А50 | 0,8 | 5,3 |
| 5 – 6 | 31,0 | 0,7 | 21,7 | 10 | 4А25 | 4А25 | 0,3 | 5,6 |
| 6 – 7 | 22,5 | 0,7 | 15,75 | 40 | 4А25 | 4А25 | 0,7 | 6,3 |
| 7 – 8 | 14,0 | 0,7 | 9,8 | 10 | 4А25 | 4А25 | 0,1 | 6,4 |
| 4 – 9 | 17,8 | 0,7 | 12,46 | 30 | 4А25 | 4А25 | 0,4 | 4,9 |
| 9 - 10 | 6,3 | 0,7 | 4,41 | 80 | 2А25 | 2А25 | 0,2 | 5,1 |
| 1 – 11 | 73,6 | 0,7 | 51,52 | 50 | 4А50 | 4А50 | 1,6 | 2,1 |
| 11 – 12 | 53,9 | 0,7 | 37,73 | 160 | 4А50 | 4А50 | 3,8 | 5,9 |
| 12 – 15 | 35,5 | 0,7 | 24,85 | 40 | 4А25 | 4А25 | 1,0 | 6,9 |
| 15 – 16 | 20,0 | 0,7 | 14,0 | 40 | 4А25 | 4А25 | 0,6 | 7,5 |
| 12 – 13 | 29,1 | 0,7 | 20,37 | 90 | 4А35 | 4А50 | 1,1 | 7,0 |
| 13 – 14 | 11,2 | 0,7 | 7,84 | 100 | 3А25 | 4А50 | 0,4 | 7,4 |
| 4А25 | 4А25 | |||||||
Расчет кабельных линий 0,38 кВ
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
