3.Определение количества ктп 6/0,4кВ и их месторасположения

План сети 0,38 кВ представлен на чертеже 1.

Для непротяженного населенного пункта число трансформаторных подстанций определяется по формуле:

, (3.1)

где S_Р – расчетная мощность, кВА; S_Р=247,08 кВА;

F – площадь поселка F=0,175 км;

U% – допустимые потери напряжения в ВЛ 0,38кВ;

U% примем равным 8 %.

,

примем количество трансформаторных подстанций равное 2.

Определение месторасположения трансформаторных подстанций.

Первая подстанция КТП№4 питает потребителей с номерами: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 16, 17, 18, 19.

Определение координат месторасположения трансформаторной подстанции по вечернему максимуму нагрузки:

, (3.2)

, (3.3)

Мощности подстанции в дневной и ночной максимумы соответственно:

S_1Д=9,85+9,85+0,77+1,78+1,78+1,78+5+18+2+4= 54,81кВА;

S_1В=27,34+27,34+2,13+4,955+4,955+4,955+2+8+5+4=90.67 кВА.

Координаты КТП№4: X=2,6; Y=2,2(в условных единицах).

На плане населенного пункта указываться место установки КТП №4 и корректируется по удобству дальнейшей эксплуатации сети 0,38кВ

Координаты КТП№4: X=4; Y=2,5(в условных единицах).

Вторая подстанция КТП№5 питает потребителей с номерами: 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15,20.

Определение координат месторасположения трансформаторной подстанции по дневному максимуму нагрузки:

Мощности подстанции в дневной и ночной максимумы соответственно:

S_2Д=1,78+3,5+3,5+3,5+5,656+25+14,14+150+26,9+20,88=254,85 кВА;

S_2В=4,955+9,74+9,74+9,74+5,656+25+5,83+150+12,8+11,66=245,12 кВА.

Определение координат месторасположения трансформаторной подстанции по вечернему максимуму нагрузки:

,

.

Координаты КТП 5: X=7,5; Y=6,1 (в условных единицах).

На плане населенного пункта указываться место установки КТП №5 и корректируется по удобству дальнейшей эксплуатации сети 0,38кВ

Координаты КТП№4: X=6,5; Y=3,5(в условных единицах).

4. Проектирование сети 0,38кВ

4.1. Определение сечений проводов и кабелей отходящих линий. Расчет потерь напряжения и мощности сети 0,38 кВ

Формулы, используемые для расчета данных таблицы:

, (4.1)

, (4.2)

где Рб,Qб – соответственно активная и реактивная большая мощность, кВт, кВА,

Рдоб,Qдоб – соответственно активная и реактивная большая мощность, кВт, кВА.

, (4.3)

, (4.4)

где Кд – коэффициент динамики роста нагрузки, Кд=0,75

Rуч=rоL; (4.5)

Xуч=хоL, (4.6)

где rо – удельное электрическое сопротивление постоянному току при 20⁰С, мОм/м; хо – индуктивное сопротивление(мОм/м) провода при диаметре или сечении, мм или мм² ; L – длина линии, м.

Потери напряжения на участке сети:

, (4.7)

где Rуч, Хуч – соответственно активное и реактивное сопротивление сети, мОм;

P, Q – соответственно активная и реактивная нагрузка на участке сети, кВт.

Потери мощности на участке сети:

, (4.8)

(4.9)

.

Например, участок C-D:

Р=25,6+25,6=41,7 кВт, Q=9,6+9,6=15,6 квар, кВА,

Sэ=44,50,7=31,2 кВА, Rуч=53,60,412=22,08 мОм, Хуч=0,3153,6 = 16,62 мОм,

, ,

кВт.

Последующие расчеты ведутся в соответствии с формулами (4.1)-(4,9). Данные расчетов сведены в таблицах 4.1, 4.2, 4.3 и 4.4.

S_1лд=9,85+9,85+0,77+1,78+2=24,25 кВА

S_1лв=27,34+27,34+2,13+4,955+2=63,76 кВА

Далее ведем расчет по вечерней нагрузке, т.к. она больше

Рисунок 4.1.Расчетная схема 1линии от КТП 4

Определение сечения проводов и потерь напряжения на Л1 от ТП4
Участок	Длина,м	Р, кВт	Q, квар	S, кВА	Sэ,кВА	Iр,А	Марка и	R, мОм	X, мОм	Потери		ΔР, кВт
							сечение			U%на уч	U%от ТП
							проводов
0-А	51	46,89	17,09	49,9	34,9	75,62	4A95	15,71	14,28	0,68	0,68	0,271
А-16	24	2	-	2	1,4	3,03	4А16	47,52	9,05	0,07	0,75	0,0013
A-B	38,3	45,69	17,09	48,8	34,1	73,91	4A95	11,80	10,72	0,50	1,18	0,194
B-4	15,6	4,64	1,74	4,96	3,47	7,51	4A25	21,84	5,66	0,08	1,26	0,0012
B-C	71	42,9	16,05	45,8	32,1	69,40	4A70	29,25	22,01	1,11	2,29	0,425
C-3	17	2	0,75	2,14	1,5	3,24	4А16	33,66	6,41	0,05	2,34	0,001
C-D	53,6	41,7	15,60	44,5	31,2	67,46	4A70	22,08	16,62	0,82	3,11	0,303
D-2	22	25,6	9,60	27,3	19,1	41,43	4A35	20,24	7,26	0,41	3,52	0,104
D-E	58	25,6	9,60	27,3	19,1	41,43	4A35	53,36	19,14	1,07	4,18	0,275
E-1	36,3	25,6	9,60	27,3	19,1	41,43	4А35	33,40	11,98	0,67	4,86	0,172
											ΣΔР=	1,75

Таблица4.1ТП №4.Определение сечения проводов и потерь напряжения на линии 1

кВА

кВт

квар

Рисунок 4.2.Расчетная схема 2 линии от КТП 4

S_2лд=1,78+1,78+18+2+4=27,56 кВА

S_2лв=4,955+4,955+8+5+4=26,91 кВА

Далее ведем расчет по дневной нагрузке, т.к. она больше

Таблица 4.2 ТП №4. Определение сечения проводов и потерь напряжения

на линии 2

Определение сечения проводов и потерь напряжения на Л2 от ТП4
Участок	Длина,м	Р, кВт	Q, квар	S, кВА	Sэ,кВА	Iр,А	Марка и	R, мОм	X, мОм	Потери		Р, кВт
							сечение			U%на уч	U%от ТП
							проводов
0-A	35	15,34	7,21	16,9	11,9	25,68	4А25	49,0	12,71	0,584	0,58	0,0969
A-18	45	2	0	2	1,4	3,03	2А16	89,1	16,97	0,123	0,71	0,0024
A-19	28	4	0	4	2,8	6,061	2А25	39,2	10,16	0,109	0,69	0,0043
A-B	28	11,74	7,21	13,8	9,64	20,87	4А25	47,6	10,16	0,438	1,02	0,0063
B-17	8	15	10	18	12,6	27,31	4А25	11,2	2,90	0,136	1,16	0,0251
B-C	68	2,59	1,21	2,86	2	4,331	4А16	134,6	25,64	0,263	1,28	0,0076
C-5	31,7	1,62	0,74	1,78	1,25	2,699	2А16	62,8	11,95	0,077	1,36	0,00026
C-6	16	1,62	0,74	1,78	1,25	2,699	2А16	31,7	6,03	0,039	1,32	0,00013
											Р=	0,143

кВА

кВт

квар

Рисунок 4.3.Расчетная схема 1 линии от КТП 5

S_1лд=3,5+3,5+3,5+20,88+1,78=33,16 кВА

S_1лв=9,74+9,74+9,74+11,66+4,955=45,84 кВА

Далее ведем расчет по вечерней нагрузке, т.к. она больше

Таблица 4.3ТП №5. Определение сечения проводов и потерь напряжения на линии 1

Определение сечения проводов и потерь напряжения на Л1 от ТП5
Участок	Длина,м	Р, кВт	Q, квар	S, кВА	Sэ,кВА	Iр,А	Марка и	R, мОм	X, мОм	Потери		Р, кВт
							сечение			U%на уч	U%от ТП
							проводов
0-A	25	28,85	12,16	31,3	21,9	47,44	4А35	23,00	8,25	0,53	0,53	0,156
A-7	15	4,64	1,74	4,96	3,47	7,508	4А16	29,70	5,66	0,10	0,63	0,0051
A-B	54	26,06	11,12	28,3	19,8	42,93	4А35	49,68	17,82	1,03	1,56	0,275
B-8	15	9,12	3,42	9,74	6,82	14,76	4А16	29,70	5,66	0,20	1,76	0,0195
B-20	58	10	6	11,7	8,16	17,67	4А16	114,84	21,87	0,89	2,45	0,1088
B-C	65	14,6	5,47	15,6	10,9	23,62	4А25	91,00	23,60	1,01	2,57	0,1533
C-9	22	9,12	3,42	9,74	6,82	14,76	4А16	43,56	8,29	0,29	2,87	0,0286
C-10	74	9,12	3,42	9,74	6,82	14,76	4А16	146,52	27,90	0,99	3,56	0,0962
											Р=	0,8425

кВА

кВт

квар

Рисунок 4.4.Расчетная схема 2 линии от КТП 5

S_1лд=26,9+150+25+14,14+5,656=221,7 кВА

S_1лв=12,8+150+9,74+5,83+25+5,656=209 кВА

Далее ведем расчет по дневной нагрузке, т.к. она больше

Таблица 4.4 ТП №5. Определение сечения проводов и потерь напряжения на линии 2

Определение сечения проводов и потерь напряжения на Л2 от ТП5
Участок	Длина,м	Р, кВт	Q, квар	S, кВА	Sэ,кВА	Iр,А	Марка и	R, мОм	X, мОм	Потери		Р, кВт
							сечение			U%на уч	U%от ТП
							проводов
0-A	82	153,4	118,75	194	136	293,9	4А120	20,2	21,3	3,896	3,90	5,264
A-13	17	10	10	14,1	9,9	21,43	4А16	33,7	6,4	0,277	4,17	0,046
A-11	17	4	4	5,66	3,96	8,571	4А16	33,7	6,4	0,111	4,01	0,0074
A-B	32	145	110,35	182	128	276,1	4А120	7,9	8,3	1,426	5,32	1,81
B-12	15	20	15	25	17,5	37,88	4А25	21,0	5,4	0,347	5,67	0,090
B-C	62	132,5	101,2	167	117	252,6	4А120	15,3	16,1	2,529	7,85	2,955
C-14	25	120	90	150	105	227,3	4А120	6,2	6,5	0,916	8,77	0,966
C-15	20	20	18	26,9	18,8	40,77	4А25	28,0	7,3	0,478	8,33	0,140
											Р=	11,27

кВА

кВт

квар

Определяю полную расчетную мощность для КТП №4:

из таблиц 4.1 и 4.2 беру самую большую полную мощность: это 49.9 кВА (линия 1) и добавляю надбавку по мощности для наибольшей мощности линии 2 – это 17,84 кВА [см. м/п стр.40]:

Sрасч.тп=49.9+17,84=49,9+10,996=60,896кВА.

Аналогично определяю полную расчетную мощность для КТП №5:

Линия уличного освещения

кВА

Sрасч.тп=180+31.3+8,8=180+19,91+8,8=208,71 кВА.

Окончательно выбираю КТП №4 шкафного типа, с номинальной мощностью 63 кВА, со схемой соединения Y/Y_N (звезда/звезда с нейтральным проводом).

Окончательно выбираю КТП №5 шкафного типа, с номинальной мощностью 250 кВА, со схемой соединения Y/Y_N (звезда/звезда с нейтральным проводом)

Таблица 4.5 Паспортные данные трансформаторов:

Тип	Sном.	Схема соединения обмоток	Pхх кВт	Pкз кВт	Uk %	Lxx %	R Ом	Х Ом	Z Ом	1/3z Ом
ТМ	63	Y/Yн-0	0,24	1,28	4,5	2,8	0,052	0,102	0,114	0,412
ТМ	250	Y/Yн-0	0,74	3,7	4,5	2,3	0,0094	0,0272	0,0287	0,104