Электроснабжение населенного пункта Cвиридовичи 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 Cвиридовичи» Выполнил: студент 4 курса АЭФ 20эпт группы Сазановец А.В. Руководитель: Кожарнович Г. И. Минск 2009г. Аннотация Курсовой проект состоит из пояснительной записки на листах машинописного текста формата А4, и графической части, выполненной на двух листах формата А1. Пояснительная записка содержит 3 рисунка и 20 таблиц. Графическая часть работы включает в себя план электрической сети 0,38 кВ, расчетную схему линии 0,38 и конструкцию предохранителей, используемых в МТП. В данном курсовом проекте осуществлено проектирование электроснабжения населенного пункта Свиридовичи. Произведен выбор проводов линии 10 кВ, определено число и место расположения КТП 10/0,4 кВ, рассчитано сечение проводов линии 0,38 кВ по методу экономических интервалов мощностей, произведен расчет токов короткого замыкания, выбрано оборудование и аппараты защиты. Разработаны мероприятия по защите линий от перенапряжений, а также рассчитано заземление сети 0,38 кВ. Введение Электрификация, то есть производство, распределение и применение электроэнергии во всех отраслях народного хозяйства и быта населения – один из важнейших факторов технического процесса. Весь опыт развития электрификации показал, что надежное, высококачественное и дешевое электроснабжение можно получить только от крупных районных электростанций, объединенных между собой в мощные электрические системы. На крупных электростанциях районного масштаба с линиями передачи большого радиуса действия вырабатывается наиболее дешевая электроэнергия, прежде всего из-за высокой концентрации ее производства, а также благодаря возможности размещать электростанции непосредственно у дешевых источников энергии – угля, сланцев, на больших реках. Самый высокий показатель системы электроснабжения – надежность подачи электроэнергии. В связи с ростом электрификации с/х производства, особенно с созданием в сельском хозяйстве животноводческих комплексов промышленного типа всякое отключение – плановое, и особенно неожиданное, аварийное, наносит огромный ущерб потребителю и самой энергетической системе. Электроснабжение производственных предприятий и населенных пунктов в сельской местности имеет свои особенности по сравнению с электроснабжением городов. Основные особенности: необходимость подводить электроэнергию к огромному числу сравнительно маломощных потребителей, рассредоточенных по всей территории; низкое качество электроэнергии; требования повышенной надежности и т.д. Таким образом, можно сделать вывод о большом значении проблем электроснабжения в сельском хозяйстве. От рационального решения этих проблем в значительной степени зависит экономическая эффективность применения электроэнергии в сельскохозяйственном производстве. 1. Исходные данные Таблица 1.1 Исходные данные для расчета линии высокого напряжения. Отклонение напряжения на шинах, % Sк.з. на шинах ИП, МВА Соотношение мощностей dU100 dU25 Pп / Pо +7 -2 900 0,5 Таблица 1.2 Исходные данные по производственным потребителям. № п/п Наименование Номер шифра Дневной максимум, кВт Вечерний максимум, кВт Pд Qд Pв Qв 1 Плотницкая 340 10 8 1 0 2 Хлебопекарня производительностью 3т/сутки 356 5 4 5 4 3 Пожарное депо на 1…2 автомашины 382 4 3 4 2 4 Административное здание на 15-25 рабочих мест 518 15 10 8 0 5 Дом культуры со зрительным на 150-200 мест 527 5 3 14 8 6 Фельдшерско-окушерский пункт 536 4 0 4 0 7 Магазин со смешанным ассортиментом 6-10 мест 553 4 0 4 2 8 Баня на 5 мест 559 3 2 3 2 2. Расчёт электрических нагрузок в сетях 2.1 Расчёт электрических нагрузок в сетях напряжением 380/220 В Электрические нагрузки в сетях напряжением 380/220 В складываются из нагрузок жилых домов, общественных и коммунальных учреждений производственных потребителей, а также нагрузки наружного освещения. Подсчёт нагрузок по участкам линий проводят после выбора количества трансформаторных подстанций (ТП), места их установки и нанесения трассы линии на план объекта. Затем отходящие от ТП линии разбивают на участки длиной не более 100 м. Все однородные потребители, присоединённые к данному участку линии, объединяют в группы и определяют их суммарную нагрузку отдельно по дневному Рд и отдельно по вечернему Рв максимумам. При смешанной нагрузке создаются отдельные группы из потребителей жилых домов, производственных, общественных, коммунальных предприятий. Для расчета электрических нагрузок вычерчиваем план населенного пункта в масштабе, располагаем на плане производственные нагрузки, группируем все коммунально-бытовые потребители, присваиваем номера группам. Нагрузку на вводе в жилой дом определим по номограмме ([1], рис. 3.1.) исходя из существующего годового потребления электроэнергии (согласно заданию 850 кВт·ч) на седьмой расчётный год. При годовом потреблении 1050 кВт·ч/дом расчётная нагрузка на вводе составляет Рр.i. =2,3кВт·ч/дом. Для определения суммарной расчётной активной нагрузки всего населённого пункта делим все потребители по соизмеримой мощности на группы и определим расчётную нагрузку каждой группы по формулам: , (2.1) , (2.2) где Рд , Рв – соответственно расчетная дневная и вечерняя нагрузка потребителей и их групп, кВт; n – количество потребителей в группе, шт.; Pр – расчетная нагрузка на вводе к потребителю, кВт; kд , kв – соответственно коэффициент участия нагрузки в дневном и вечернем максимуме, для коммунальных потребителей (дома без электроплит) kд = 0,3, kв = 1 ([1], стр. 39); kо – коэффициент одновременности, принимается в зависимости от количества потребителей в группе и нагрузки на вводе (для жилых домов) (таблица 5.1 [1]). Первая группа: жилые дома (107 домов): Рд.1. = 0.258·2.3·107·0.3 = 19.1 кВт, Рв.1. = 0.258·2.3·107·1 = 63.5 кВт. Вторая группа: административное здание, плотницкая, магазин,пожарное депо кВт, (2.3) кВт. (2.4) Коэффициент одновремённости k0 = 0.775 Третья группа:дом культуры, хлебопекарня, баня, фельдшерско-акушерский пункт Рд.3. = 0.775· (5+5+3+4) =13,18 кВт, Рв.3. = 0.775· (3+4+2+0) =6,98 кВт. Коэффициент одновремённости k0 = 0.775 Расчётная нагрузка уличного освещения определяется по формуле: Вт =11.8 кВт (2.5) где Руд.ул. = 5.5 Вт/м – удельная нагрузка на один погонный метр улицы, для поселковых улиц с асфальтобетонными и переходными типами покрытий с шириной проезжей части 5…7 м; ℓул. – общая длина улиц м; Суммируя расчётные нагрузки всех трёх групп Данное действие производится согласно формуле: кВт, (2.6) кВт. (2.7) где РБ – большая из нагрузок, кВт; ∆РД.i , ∆РВ.i – соответственно надбавка соответствующая меньшей дневной и вечерней нагрузке, кВт. Расчётная мощность ТП определяется по вечернему максимуму нагрузки, т.к. он больший. С учётом уличного освещения расчётная мощность ТП определяется по формуле: РТП = РТП.В. + РР.УЛ. = 77+ 11.8 = 88,8 кВт. (2.8) Определяем средневзвешенный коэффициент мощности по формуле: , (2.9) где cosφi – коэффициент мощности i-го потребителя; Рi – мощность i-го потребителя, кВт. Таблица 2.1 коэффициенты мощности производственных потребителей. № Потребитель Pд, кВт Qд, кВт Pв, кВт Qв, кВт cosjД cosjв 1 Плотницкая 10 8 1 0 0,78 1 2 Хлебопекарня производительностью 3т/сутки 5 4 5 4 0,78 0,78 3 Пожарное депо на 1…2 автомашины 4 3 4 2 0,8 0,89 4 Административное здание на 15-25 рабочих мест 15 10 8 0 0,83 1 5 Дом культуры со зрительным на 150-200 мест 5 3 14 8 0,86 0,87 6 Фельдшерско-окушерский пункт 4 0 4 0 1 1 7 Магазин со смешанным ассортиментом 6-10 мест 4 0 4 2 1 0,89 8 Баня на 5 мест 3 2 3 2 0,83 0,83 Полная расчётная нагрузка на шинах ТП дневного максимума определяется по следующей формуле: кВ·А. (2.10) Полная расчётная нагрузка на шинах ТП вечернего максимума определяется по следующей формуле: кВ·А. Для определения числа ТП первоначально необходимо определить допустимые потери напряжения. 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 0% от номинального. Допустимые потери напряжения в линиях 10кВ и 0,38кВ 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. Определяем допустимые потери напряжения и надбавку трансформатора результаты 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 +7 -2 2 ВЛ – 10кВ -8 0,5 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 -1,5 -6 0 0 5 Отклонение напряжения у потребителя -5.0 5 Число ТП для населённого пункта определим по формуле: шт, (2.11) Принимаем NТП =2 где F = 0.37 км2 – площадь населённого пункта; ∆U% =6% – допустимая потеря напряжения, которая определена согласно табл. 2.2 (потери во внешних сетях). Т.к. число ТП равно двум, то делим населённый пункт на две примерно равные зоны и дальнейший расчёт производим для каждой зоны отдельно. В каждой зоне сгруппируем однородные потребители в группы и присвоим им номера 1, 2, 3 и т.д. На плане населённого пункта наметим трассы ВЛ 380/220В и разобьём их на участки не более 100 м. На плане населённого пункта нанесём оси координат и определим координаты нагрузок групп жилых домов и отдельных потребителей для каждой из зон отдельно. Определим нагрузки групп жилых домов отдельно для дневного и вечернего максимумов. Расчётная нагрузка группы из 4 жилых домов: • дневная кВт; • вечерняя кВт. Расчётная нагрузка группы из 5 жилых домов: • дневная кВт; • вечерняя кВт. Расчётная нагрузка группы из 6 жилых домов: • дневная кВт; • вечерняя кВт. Расчётная нагрузка группы из 7 жилых домов: • дневная кВт; • вечерняя кВт. Полученные значения координат нагрузок, дневные и вечерние расчётные нагрузки, а также значения коэффициентов мощности (см. табл. 2.1) сведём в таблицу 2.3. Таблица №2.3. Результат расчёта нагрузок отдельных потребителей и групп однородных потребителей и их координат Номер потре-бителей и групп Наименование потребителей Расчётная мощность, кВт Координаты нагрузок Коэффициент мощности Рд Рв х у cosφд cosφв 1-я зона 1 7 домов 2,27 7,57 358 205 0.9 0,93 3 4 дома 1,6 5,38 290 142 0.9 0,93 4 6 домов 2,1 6,9 210 185 0.9 0,93 5 4 дома 1,6 5,38 143 202 0.9 0,93 6 Баня на 5 мест 3 3 92 215 0.83 0.83 7 5 домов 1,83 6.1 410 125 0.9 0,93 8 Фельдшерско-окушерский пункт 4 4 460 125 1 1 9 5 домов 1,83 6.1 501 128 0.9 0,93 10 6 домов 2,1 6,9 560 132 0.9 0,93 11 4 дома 1,6 5,38 345 62 0.9 0,93 12 Дом культуры со зрительным на 150-200 мест 5 14 295 52 0.86 0,87 13 Хлебопекарня производительностью 3т/сутки 5 5 286 54 0,78 0,78 14 5 домов 1,83 6.1 220 62 0.9 0,93 15 6 домов 2,1 6,9 142 96 0.9 0,93 16 5 домов 1,83 6.1 52 102 0.9 0,93 Итого 2-я зона 17 7 домов 2,27 7,57 350 382 0.9 0,93 18 6 домов 2,1 6,9 350 450 0.9 0,93 19 4 дома 1,6 5,38 350 542 0.9 0,93 21 4 дома 1,6 5,38 302 294 0.9 0,93 22 Магазин со смешанным ассортиментом 6-10 мест 4 4 273 295 1 0,89 23 7 домов 2,27 7,57 200 297 0.9 0,93 24 5 домов 1,83 6.1 120 298 0.9 0,93 25 Пожарное депо на 1…2 автомашины 4 4 412 300 0,8 0,89 26 6 домов 2,1 6,9 490 302 0.9 0,93 27 Административное здание на 15-25 рабочих мест 15 8 556 303 0.83 1 28 Плотницкая 10 1 590 304 0,78 1 29 5 домов 1,83 6.1 596 314 0.9 0,93 30 6 домов 2,1 6,9 600 392 0.9 0,93 Итого Определим центр нагрузок для каждой зоны по формуле: (2.12) Аналогичным образом производим расчёт центра нагрузки для второй зоны и получаем, что Х2 = 393м и Y2 = 348м 3. Определение допустимых потерь напряжения и оптимальных надбавок трансформатора Cоставим расчетную схему низковольтной сети. Привяжем ее к плану населенного пункта и намеченным трассам низковольтных линий. Нанесем потребители, укажем их мощность, обозначим номера расчетных участков и их длину. Определим нагрузки на участках низковольтной линии. Результаты расчета сводим в таблицу 3.1. Рис. 1. Расчётная схема ВЛ 0,38 кВ для ТП1 Рис.2. Расчётная схема ВЛ 0,38 кВ для ТП2 ТП-1 Участок 9-10 Активная нагрузка для: • дневного максимума кВт, • вечернего максимума кВт. Коэффициент мощности на участке для: • дневного максимума • вечернего максимума Полная нагрузка для: • дневного максимума кВ·А, • вечернего максимума кВ·А. Участок 8-9 Активная нагрузка для: • дневного максимума кВт, • вечернего максимума кВт. Коэффициент мощности на участке для: • дневного максимума , • вечернего максимума . Полная нагрузка для: • дневного максимума кВ·А, • вечернего максимума кВ·А. Участок 7-8. Активная нагрузка для: • дневного максимума кВт, • вечернего максимума кВт. Коэффициент мощности на участке для: • дневного максимума , • вечернего максимума . Полная нагрузка для: • дневного максимума кВ·А, • вечернего максимума кВ·А. Участок 2-7. Активная нагрузка для: • дневного максимума кВт, • вечернего максимума кВт. Коэффициент мощности на участке для: • дневного максимума , • вечернего максимума . Полная нагрузка для: • дневного максимума кВ·А, • вечернего максимума кВ·А. Участок 2-1. Активная нагрузка для: • дневного максимума кВт, • вечернего максимума кВт. Коэффициент мощности на участке для: • дневного максимума , • вечернего максимума Полная нагрузка для: • дневного максимума кВ·А, • вечернего максимума кВ·А. Участок ТП-2. Активная нагрузка для: • дневного максимума кВт, • вечернего максимума кВт. Коэффициент мощности на участке для: • дневного максимума , • вечернего максимума . Полная нагрузка для: • дневного максимума кВ·А, • вечернего максимума кВ·А. Участок 5-6 Активная нагрузка для: • дневного максимума кВт, • вечернего максимума кВт. Коэффициент мощности на участке для: • дневного максимума , • вечернего максимума Полная нагрузка для: • дневного максимума кВ·А, • вечернего максимума кВ·А. Участок 4-5. Активная нагрузка для: • дневного максимума кВт, • вечернего максимума кВт. Коэффициент мощности на участке для: дневного максимума , • вечернего максимума . Полная нагрузка для: • дневного максимума кВ·А, • вечернего максимума кВ·А. Участок 3-4. Активная нагрузка для: • дневного максимума кВт, • вечернего максимума кВт. Коэффициент мощности на участке для: • дневного максимума , • вечернего максимума Полная нагрузка для: • дневного максимума кВ·А, • вечернего максимума кВ·А. Участок ТП-3 Активная нагрузка для: • дневного максимума кВт, • вечернего максимума кВт. Коэффициент мощности на участке для: • дневного максимума , • вечернего максимума . Полная нагрузка для: • дневного максимума кВ·А, • вечернего максимума кВ·А. Участок 15-16 Активная нагрузка для: • дневного максимума кВт, • вечернего максимума кВт. Коэффициент мощности на участке для: • дневного максимума , • вечернего максимума Полная нагрузка для: • дневного максимума кВ·А, • вечернего максимума кВ·А. Участок 14-15 Активная нагрузка для: • дневного максимума кВт, • вечернего максимума кВт. Коэффициент мощности на участке для: • дневного максимума • вечернего максимума . Полная нагрузка для: • дневного максимума кВ·А, • вечернего максимума кВ·А. Участок 13-14 Активная нагрузка для: • дневного максимума кВт, • вечернего максимума кВт. Коэффициент мощности на участке для: • дневного максимума • вечернего максимума . Полная нагрузка для: • дневного максимума кВ·А, • вечернего максимума кВ·А. Участок 12-13 Активная нагрузка для: • дневного максимума кВт, • вечернего максимума кВт. Коэффициент мощности на участке для: • дневного максимума • вечернего максимума . Полная нагрузка для: • дневного максимума кВ·А, • вечернего максимума кВ·А. Участок 11-12 Активная нагрузка для: • дневного максимума кВт, • вечернего максимума кВт. Коэффициент мощности на участке для: • дневного максимума • вечернего максимума . Полная нагрузка для: • дневного максимума кВ·А, • вечернего максимума кВ·А. Участок ТП-11 Активная нагрузка для: • дневного максимума кВт, • вечернего максимума кВт. Коэффициент мощности на участке для: • дневного максимума • вечернего максимума . Полная нагрузка для: • дневного максимума кВ·А, • вечернего максимума кВ·А. Аналогичным образом рассчитываем оставшийся участки для ТП-2, полученные результаты занесем в таблицу 3.1 Таблица 3.1. Расчетная нагрузка на участках ВЛ 380/220 В. ТП1 Номер участка Расчётная мощность Рр.д., кВт Расчётная мощность Рр.в., кВт Коэффициент мощности cosφд Коэффициент мощности cosφв Максимальная полная мощность Sуч.д., кВ*А Максимальная полная мощность Sуч.в., кВ*А К-o одновременн Надбавка ∆Pд кВт Надбавка ∆Pв кВт Наружное освещение кВТ 9-10 2,1 6,9 0,9 0,93 2,333333 7,419355 - - - 0,4 8-9 2,9475 9,75 0,9 0,93 3,275 10,48387 0.75 - - 0,3 7-8 5,8 12,15 0,957575 0,950364 6,056969 12,78458 - 1.8 2.4 0,3 2-7 6,9 15,8 0,943766 0,943557 7,311136 16,74514 - 1.1 3.65 0,4 2-1 2,27 6,1 0,9 0,93 2,522222 6,55914 - - - 0,4 ТП-2 8,2 19,4 0,932932 0,939781 8,789496 20,64311 - 1.3 3.6 0,43 5-6 3 3 0,83 0,83 3,614458 3,614458 - - - 0,43 4-5 3,95 7,18 0,854348 0,8942 4,62341 8,029519 - 0.95 1.8 0,5 3-4 5,2 11,28 0,870194 0,911744 5,975679 12,37189 - 1.25 4.1 0,5 ТП-3 6,15 14,38 0,877207 0,91764 7,010886 15,67064 - 0.95 3.1 0,3 15-16 1,83 6,1 0,9 0,93 2,033333 6,55914 - - - 0,4 14-15 2,9475 9,75 0,9 0,93 3,275 10,48387 0.75 - - 0,5 13-14 3,583125 11,8875 0,9 0,93 3,98125 12,78226 0.75 - - 0,3 12-13 7,15 14,8875 0,830095 0,885588 8,613468 16,81086 - 2.15 3 0,2 11-12 10,15 23,3875 0,842402 0,878034 12,04888 26,63622 - 3 8.5 0,2 ТП-11 11,1 26,5375 0,850245 0,887752 13,05506 29,89291 - 0.95 3.15 0,4 Таблица 3.1. Расчетная нагрузка на участках ВЛ 380/220 В. ТП2 Номер участка Расчётная мощность Рр.д., кВт Расчётная мощность Рр.в., кВт Коэффициент мощности cosφд Коэффициент мощности cosφв Максимальная полная мощность Sуч.д., кВ*А Максимальная полная мощность Sуч.в., кВ*А К-т одновременн Надбавка ∆Pд кВт Надбавка ∆Pв кВт Наружное освещение кВТ 18-19 1,6 5,38 0,9 0,93 1,777778 5,784946 - - - 0,5 17-18 2,775 9,21 0,9 0,93 3,083333 9,903226 0.75 - - 0,5 ТП-17 3,78375 12,585 0,9 0,93 4,204167 13,53226 0.75 - - 0,4 23-24 1,83 6,1 0,9 0,93 2,033333 6,55914 - - - 0,3 22-23 3,075 10,2525 0,9 0,93 3,416667 11,02419 0.75 - - 0,41 21-22 5,8 12,6525 0,956537 0,918774 6,063539 13,77107 - 1.8 2.4 0,53 20-21 6,75 15,8025 0,944313 0,922123 7,148055 17,13708 - 0.95 3.15 0,2 ТП-20 6,75 15,8025 0,944313 0,922123 7,148055 17,13708 - - - 0,72 29-30 2,1 6,9 0,9 0,93 2,333333 7,419355 - - - 0,41 28-29 2,9475 9,75 0,9 0,93 3,275 10,48387 0.75 - - 0,37 27-28 11,8 10,35 0,807318 0,936512 14,6163 11,05165 - 1.8 0.6 0,2 26-27 22,3 15,15 0,820013 0,96419 27,19469 15,71266 - 7.3 4.8 0,4 25-26 23,55 19,25 0,826897 0,953491 28,47996 20,18896 - 1.25 4.1 0,5 ТП-25 25,95 21,65 0,822992 0,942568 31,53129 22,96916 - 2.4 2.4 0,4 5.84 Зная расчётную нагрузку на участках линии, уточним суммарную нагрузку на шинах ТП. Она получается путём суммирования расчётных нагрузок отходящих от ТП линий (для ТП1 участки ТП1-2, ТП1-3, ТП1-11; для ТП2 участки ТП2-17, ТП2-20, ТП2-25). ТП1: кВт, кВт. ТП2: кВт, кВт. Т.к. расчётная нагрузка в вечерний максимум выше, то расчёт мощностей ТП ведём по вечернему максимуму. Активная нагрузка ТП1 и ТП2 с учетом уличного освещения определим по формуле: кВт, кВт Определим более точные значения коэффициента мощности для ТП1 и ТП2 по формуле: Для ТП1: . Для ТП2: Определим полные расчётные мощности ТП по формуле: Для ТП1: кВ·А. Для ТП2: кВ·А. По полной расчётной мощности выбираем мощность и тип трансформатора. Согласно ([2], приложение 19) выбираем для ТП1 и ТП2 трансформатор ТМ63-10/0,4 со следующими техническими данными: Номинальная мощность SТР , кВ·А ………………………………… 63 Схема соединения обмоток ……………………………………..Y/Yн-0 Потери холостого хода ∆РХХ , Вт ………………………………….. 240 Потери короткого замыкания ∆РКЗ , Вт ………………………….. 1280 Напряжение короткого замыкания UКЗ , % от UН …………………. 4,5 Находим экономические нагрузки на участках по формуле: , где SУЧ – полная мощность участка, кВ·А; КД = 0,7 – коэффициент динамики роста нагрузок ([3], стр. 28). Произведём расчёт для ТП1: Дневной максимум: Вечерний максимум: кВ·А; кВ·А; кВ·А; кВ·А; кВ·А; кВ·А; кВ·А; кВ·А; кВ·А; кВ·А; кВ·А; кВ·А; кВ·А. кВ·А. кВ·А; кВ·А; кВ·А; кВ·А; кВ·А; кВ·А; кВ·А. кВ·А. кВ·А; кВ·А; кВ·А; кВ·А; кВ·А; кВ·А; кВ·А; кВ·А; кВ·А; кВ·А; Проводим аналогичный расчёт для ТП2 и результат расчёта сводим в табл. 2.5. По экономическим интервалам нагрузок ([2] приложение 32) выберем марку и сечение проводов. Минимальное допустимое сечение по механической прочности 25 мм2 для проводов марки «А» ([4], таблица 3.2). В целях удобства монтажа и эксплуатации ВЛ рекомендуется применять не более 3…4 сечений. Первоначально на всей линии используем провод А25. Район по гололеду 1-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 их с допустимыми (согласно табл. 2.2 допустимая потеря напряжения не должна превышать для ВЛ 0,38 кВ (внешние сети) 6%). , где SУЧ – полная мощность участка, кВ·А; ℓУЧ – длина участка, км; UН – номинальное линейное напряжение, кВ; r0 – удельное активное электрическое сопротивление провода постоянному току при 20 0 С, Ом/км (принимаем согласно [2] приложение 1); х0 – индуктивное сопротивление для ВЛ, Ом/км (принимаем согласно [2] приложение 15) при среднем геометрическом расстоянии между проводами 400 мм; Для линии 1: Для дневного максимума: В; В; В; В; В; В; Для вечернего максимума: В; В; В; В; В; В; Определим потерю напряжения на участках в % по следующей формуле: , где UН – номинальное линейное напряжение, В. Для линии 1: Для дневного максимума: Для вечернего максимума: Проводим аналогичный расчёт для остальных участков и результат сводим в табл. 2.5. Затем следует произвести проверку на соответствии потери напряжения в конце линий. Если сумма потерь напряжения участков будет большей, чем 3.5%, то необходимо на первом участке от ТП увеличить сечение провода на одну ступень (например, вместо А25 взять А35), что приведёт к изменению r0 и х0 , а следовательно и к уменьшению потерь напряжения. Замену проводов на участках производить до тех пор, пока потери напряжения не войдут в допустимые пределы. Максимально возможное сечение проводов для ВЛ 0,38 кВ (в крайних случаях) составляет 70 мм2 , т.е. провод А70. Таблица №2.5. Результат расчёта ВЛ 0,38 кВ       Номер участка Экономическая нагрузка Sэ.д., кВА Экономическая нагрузка Sэ.в., кВА Марка и сечение проводов Сопротивление проводов ∆Uд, В ∆Uв, В ∆Uд, % ∆Uв, % Актив-ное rо, Ом/км Реактив-ное хо, Ом/км ТП1 9-10 1,6333 5,1948 4А25+А25 1.14 0.319 0,54 1,65 0,136 0,43 8-9 2,2925 7,34 4А25+А25 1.14 0.319 0,48 1,55 0,127 0,41 7-8 4,2478 8,9496 4А25+А25 1.14 0.319 0,98 2,07 0,258 0,54 2-7 5,1175 11,726 4А25+А25 1.14 0.319 1,55 3,54 0,407 0,93 2-1 1,7656 4,5918 4А25+А25 1.14 0.319 0,62 1,63 0,163 0,42 ТП-2 6,1527 14,458 4А25+А25 1.14 0.319 1,64 3,85 0,430 1,01 5-6 2,5302 2,5302 4А25+А25 1.14 0.319 0,64 0,64 0,169 0,16 4-5 3,2367 5,6204 4А25+А25 1.14 0.319 1,11 1,96 0,292 0,51 3-4 4,1825 8,6603 4А25+А25 1.14 0.319 1,52 3,20 0,399 0,84 ТП-3 4,907 10,965 4А25+А25 1.14 0.319 1,11 2,52 0,291 0,66 15-16 1,4233 4,5918 4А25+А25 1.14 0.319 0,45 0,97 0,118 0,25 14-15 2,2925 7,338 4А25+А25 1.14 0.319 0,80 2,46 0,211 0,64 13-14 2,7865 8,9471 4А25+А25 1.14 0.319 0,59 1,90 0,154 0,50 12-13 6,0228 11,776 4А25+А25 1.14 0.319 0,92 1,84 0,241 0,48 11-12 8,4317 18,646 4А25+А25 1.14 0.319 1,44 3,23 0,378 0,85 ТП-11 9,1343 20,924 4А25+А25 1.14 0.319 2,50 5,83 0,658 1,53 ТП2 18-19 1,2444 4,0495 4А25+А25 1.14 0.319 0,45 1,50 0,120 0,39 17-18 2,1583 6,9323 4А25+А25 1.14 0.319 0,79 2,57 0,209 0,67 ТП-17 2,9429 9,4726 4А25+А25 1.14 0.319 0,82 2,68 0,217 0,70 23-24 1,4233 4,5914 4А25+А25 1.14 0.319 0,36 1,17 0,095 0,31 22-23 2,3917 7,7169 4А25+А25 1.14 0.319 0,58 1,91 0,154 0,50 21-22 4,2445 9,6397 4А25+А25 1.14 0.319 1,13 2,55 0,298 0,67 20-21 5,0036 11,996 4А25+А25 1.14 0.319 0,71 1,69 0,187 0,44 ТП-20 5,0036 11,996 4А25+А25 1.14 0.319 0,71 1,69 0,187 0,44 29-30 1,6333 5,1935 4А25+А25 1.14 0.319 0,30 0,96 0,080 0,25 28-29 2,2925 7,3387 4А25+А25 1.14 0.319 0,42 1,36 0,112 0,36 27-28 10,231 7,7362 4А25+А25 1.14 0.319 1,04 0,82 0,276 0,21