Определяем по формуле (10) эквивалентную мощность

2.  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

3.  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

4.  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

Расчет кабельных линий 0,38 кВ

Для надежности электроснабжения потребителей I категории на каждый коровник дополнительно принимаем кабельные линии, которые подключены независимо от I II секции шин 0,38 кВ, что позволяет выводить в ремонт независимо I –ю секцию или II- ю секцию шин 0,4 кВ вместе с трансформатором.

Суммарная мощность коровника с учетом коэффициента одновременности К од = 0,7

Р уст = 81 кВт

Р р = 81* 0,7 = 56,7 кВт

Определяем номинальный ток  А

Принимаем кабель АВВГ F – 25  [17]

Проложен в траншее Кп = 0,95

Таблица 29,21 [17]

I доп – 105 А таблица 29,15 [17]

I’ доп = I доп табл * Кп * Кр,

Где Кп - поправочный коэффициент,

Кр - коэффициент, учитывающий удельное сопротивление земли,

Кр = 1,05 таблица 29,11 [17]

I’ доп = 105*0,95 *1,05 = 104,7 А > I н = 86,2 А

Проверяем кабель по потери напряжения

Δ U =  I н * е (r0cos + x0sin)

1.  Коровник – длина кабеля 60 м,

2.  коровник – длина кабеля 100 м,

3.  Коровник – длина кабеля 100 м,

4.  Коровник – длина кабеля 60 м.

Δ U л-1; л- 4 = 1,73* 86,2*0,06(1,2*0,9+0,03*0,44) = 11В или 2,8 %

Δ U max 2,8 % < Δ U доп = 7,5 %

Δ U л-2; л- 4 = 1,73* 86,2*0,1(1,2*0,9+0,03*0,44) = 18,3В или 4,8 %

Δ U max 4,8 % < Δ U доп = 7,5 %

Выбираем кабель до комбикормового завода ТП - 1 линия 6

Р уст = 45 кВт

Р р = 45* 0,7 = 31,5 кВт

Определяем номинальный ток

 А

Принимаем кабель АВВГ F – 10  I доп – 60 А

I’ доп = 60*0,95 *1,05 = 59,8 А > I н = 48 А

Проверяем кабель по потере напряжения

∆U = 1.73 *48 * 0.19 (3.12* 0.9 +0.073 *0.44) = 48.7 В или 12,8 %

∆Umax 12.8 > ∆ U доп 7,5 %, значит сечение выбрано неверно. Необходимо увеличить сечение кабеля F = 16 мм.

∆U = 1,73 480,19 (1,95 *0,9 +0,0675 *0,44) = 28 В или 7,6 %

Необходимо еще раз увеличить сечение кабеля F –25

∆U = 1,73 *48 *0,19 (1,2 * 0,9 + 0,06 * 0,44) = 19,4 В или 5,1%

∆Umax 5,1 < ∆ U доп 7,5 %, значит сечение выбрано верно.

Расчет воздушной линии 10 кВ

Выбор сечения воздушной линии 10 кВ осуществляем по экономической плотности тока. В [2] таблицах 1.3.36 и 1.3.27 приводятся значения экономической плотности тока для проводов и кабелей в зависимости от их конструктивного исполнения, материала и от числа часов использования максимальной нагрузки.

Сечение проводов определяем по формуле:

 (15)

где I - наибольший ток на участке линии, А,

jэк – экономическая плотность тока,

jэк = 1,1  [2]

 (16)

 А,

Тогда:

Выбираем провод ближайшего стандартного сечения АС – 35.

Сечение проверяем по допустимой потери напряжения по формуле

Δ U=  (r0cos + x0sin)

∆U = В или 1,3%

∆Umax 1,3 < ∆ U доп 3,5 %, следова тельно сечение выбрано верно.

Согласно рекомендациям [25] на магистрали воздушной линии 10 кВ следует принять сечение 70  сталеалюминевых проводов