1.2 Определение центра электрических нагрузок,

числа трансформаторных подстанций

Место расположения трансформаторных подстанций определяется на практике как центр тяжести нагрузок. Электрическую нагрузку при этом рассматривают как «тяжесть», «силу», а координаты подстанции определяют по формулам:

(1)

(2)

где X_i и Y_i – координаты каждого потребления;

P_i – расчетная нагрузка потребителя;

n – число потребителей.

Определяем координаты трансформаторной подстанции.

Принимаем: ТП1 – Х=7, Y=6

ТП2 – X=12, Y=2.

Для небольших населенных пунктов с сосредоточенным расположением нагрузок обычно обходятся одной подстанцией (ТП).

Когда суммарная расчетная нагрузка одного из максимумов существенно отличается от нагрузки другого, координаты определяют по тем нагрузкам каждого потребителя, которые обеспечили наибольшую суммарную.

1.3 Определение расчетной мощности на вводах потребителей

Расчет электрических нагрузок в сетях 0,38-110 кВ производится суммированием нагрузок на вводе или на участке цепи с учетом коэффициентов одновременности отдельно для дневного и вечернего максимумов нагрузки.

Расчетные дневная и вечерняя активная нагрузки на участке линии или на шинах трансформаторной подстанции определяется по формуле;

(3)

(4)

где К₀ - коэффициент одновременности (таблица 4.1 [1]);

Р_дi, Р_вi - дневная и вечерняя нагрузки на вводе i-го потребителя или i-го участка сети.

Определим нагрузку на вводе в многоквартирные дома.

Для четырехквартирных домов:

кВт

кВт

Для двенадцатиквартирных домов:

кВт

кВт

Если нагрузки однородных потребителей отличаются по величине более чем в четыре раза, то суммирование их производится не с помощью коэффициента одновременности, а пользуясь таблицей 4.4 [1].

Расчетная активная нагрузка равна:

, кВт (5)

Где Р_δ- большая из слагаемых нагрузок;

∆Р- добавка к большей слагаемой нагрузки.

Расчет ТП1 Линии С1

Дневной максимум нагрузок:

Вечерний максимум нагрузок:

Для расчета электрических сетей необходимо знать значения полных мощностей на участках. Расчет полной (S) мощности на участках линии определяется по формуле:

, кВА (6)

где Р - активная мощность;

Cosφ - коэффициент мощности.

Коэффициенты мощности сельскохозяйственных потребителей и трансформаторных подстанций напряжением 0,38 кВ. принимаются по таблице 4.6 [1].

Дневной максимум нагрузок:

Вечерний максимум нагрузок:

Расчет электрических нагрузок на линиях С2 и С3 производится аналогично по формулам (5) и (6), результаты расчетов сводим в таблицу 2.

В число потребителей кроме жилых домов, общественных зданий, производственных помещений и технологических процессов вне помещений включают также уличное и наружное освещение.

Определение суммарной полной мощности с учетом нагрузки на уличное освещение. Нагрузку уличного и наружного освещения принимают из расчета 100 Вт на одно жилое помещение, 250 Вт – на одно производственное здание. При наружном освещении сельскохозяйственных потребителей используются лампы накаливания, коэффициент мощности которых равен cos = 1

Уличное освещение: жилые здания 20×0,1= 2 кВт

производственные здания 10×0,25 = 2,5 кВт

Таблица №2 Расчетные мощности на участках сети 380 В

ТП1

№ участка	Р д	Р в	COSфд	COSфв	Q д	Q в	S д	S в
	Линия С1
5+4	8,6	18,72	0,9	0,93	4,1651701	7,3986174	9,5555556	20,129032
4+3	13,7	30,12	0,9	0,93	6,6352128	11,904186	15,222222	32,387097
3+2	16,2	35,82	0,9	0,93	7,8460181	14,15697	18	38,516129
2+1	18,7	41,52	0,9	0,93	9,0568234	16,409754	20,777778	44,645161
1+тп	21,2	47,22	0,9	0,93	10,267629	18,662538	23,555556	50,774194
	Линия С2
13+12	1,7	4	0,9	0,93	0,8233476	1,5809012	1,8888889	4,3010753
12+11	2,8	6,4	0,9	0,93	1,3561019	2,5294419	3,1111111	6,8817204
11+10	3,9	8,8	0,9	0,93	1,8888562	3,4779825	4,3333333	9,4623656
10+9	5	11,2	0,9	0,93	2,4216105	4,4265232	5,5555556	12,043011
9+8	6,1	13,6	0,9	0,93	2,9543648	5,3750639	6,7777778	14,623656
8+7	7,2	16	0,9	0,93	3,4871192	6,3236046	8	17,204301
7+6	8,3	18,4	0,9	0,93	4,0198735	7,2721453	9,2222222	19,784946
6+тп	9,4	20,8	0,9	0,93	4,5526278	8,220686	10,444444	22,365591
	Линия С3
20+19	1,7	4	0,9	0,93	0,8233476	1,5809012	1,8888889	4,3010753
19+18	2,8	6,4	0,9	0,93	1,3561019	2,5294419	3,1111111	6,8817204
18+17	3,9	8,8	0,9	0,93	1,8888562	3,4779825	4,3333333	9,4623656
17+16	5	11,2	0,9	0,93	2,4216105	4,4265232	5,5555556	12,043011
16+15	6,1	13,6	0,9	0,93	2,9543648	5,3750639	6,7777778	14,623656
15+14	8,6	19,3	0,9	0,93	4,1651701	7,6278481	9,5555556	20,752688
14+тп	11,1	25	0,9	0,93	5,3759754	9,8806322	12,333333	26,88172

ТП2

№ участка	Р д	Р в	COSфд	COSфв	Q д	Q в	S д	S в
	Линия С1
25+24	1	3	0,75	0,85	0,8819171	1,859233	1,3333333	3,5294118
24+23	1,6	4,8	0,75	0,85	1,4110674	2,9747728	2,1333333	5,6470588
23-22	5,8	12,7	0,75	0,85	5,1151192	7,8707531	7,7333333	14,941176
22-21	39,8	46,7	0,75	0,8	35,100301	35,025	53,066667	58,375
21-тп	49	55,9	0,8	0,85	36,75	34,643709	61,25	65,764706
	Линия С2
30-29	30	1	0,8	0,85	22,5	0,6197443	37,5	1,1764706
29-28	47,7	18,7	0,85	0,9	29,561805	9,0568234	56,117647	20,777778
28-27	53,7	19,3	0,8	0,85	40,275	11,961066	67,125	22,705882
27-26	84,9	35	0,8	0,85	63,675	21,691052	106,125	41,176471
26-тп	139,9	90	0,75	0,8	123,3802	67,5	186,53333	112,5

Нагрузки на шинах трансформаторной подстанции ТП1 с учетом

уличного освещения:

кВА

Выбираем трансформатор по таблице 19.2 [2]

Технические данные трехфазного масляного 2-х обмоточного трансформатора ТП.

Тип трансформатора	Номинальная мощность, кВ·А	Номинальное напряжение, кВ ·А		Потери, кВт		Напряжение к.з., %	Ток х.х., %	Схема и группа соединения обмоток
		ВН	НН	Х.Х.	К.З.
ТП1
ТМ160	160	10	0,4	0,51	2,65	4,5	2,4	У/Ун-11
ТП 2
ТМ250	250	10	0,4	0,74	3,7	4,5	2,3	У/Ун-11

Таблица №3 Выбираем трансформатор ТМ160, ТМ250.