2.3 Визначення кількості, місць встановлення та типів

споживчих ТП

Для електропостачання сільськогосподарських споживачів використовують в основному прості схеми трансформаторних підстанцій, переважно без зірних шин високої напруги.

Кількість трансформаторних підстанцій на об’єкті можна визначити за формулою :

n = , (2.28)

де: S - повна розрахункова потужність навантаження

об’єкта, кВА;

F – площа об’єкта, км ;

B – коефіцієнт поєднання напруг трансформатора, приймаємо

B=0,06 % км ;

∆U - допустимі втрати напруги в лінії 0,38 кВ,%.

Визначаємо кількість трансформаторних підстанцій:

n = = =0,27⋲1 шт. (2.29)

При виборі місця розташування трансформаторної підстанції

потрібно керуватись рядом вимог, одна з основних яка: трансформаторна підстанція повинна бути розташована у центрі електричного навантаження.

Координати центру електричного навантаження знаходимо за формулами:

x= , (2.30)

y= , (2.31)

де: P - потужність навантаження денного або вечірнього

максимуму кожного приміщення, кВт;

x та y - координати приміщення, м.

Знаходимо координати центру електричного навантаження:

x= =54 м (2.32)

y= =136 м (2.33)

Дані координати нас влаштовують, тому розташовуємо трансформаторну підстанцію на плані за координатами x=54 м та

y=136 м.

Тип трансформаторної підстанції КТП 10/0,4 кВ.

2.4 Розрахунок потужності силових трансформаторів

ТП

Потужність силових трансформаторів визначають в залежності від типу трансформаторної підстанції та кількості трансформаторів у трансформаторній підстанції, враховуючи рекомендований коефіцієнт завантаження.

Для одно трансформаторних підстанцій розрахункову потужність розраховуємо за формулою:

S = , (2.34)

де: k - рекомендований коефіцієнт трансформатора, приймаємо

k =0,6…0,8 .

Визначаємо розрахункову потужність силового трансформатора:

S = = =198…148,5 кВА (2.35)

Вибираємо силовий трансформатор типу ТМ-160/10.

Визначаємо дійсний коефіцієнт завантаження трансформатора і порівнюємо його з рекомендованим

k = , (2.36)

де: - номінальна потужність силового трансформатора, кВА;

n- кількість силових трансформаторів, шт..

k = = =0,74 (2.37)

Отже, остаточно вибираємо силовий трансформатор типу

ТМ-160/10.

2.5 Електричний розрахунок лінії 0,38 кВ

2.5.1 Вибір кількості та трас ліній

Кількість ліній 0,38 кВ, що відходять від споживчої трансформаторної підстанції, яка живить споживачів об’єкту залежить від типового проекту трансформаторної підстанції, навантаження об’єкта, допустимої втрати напруги в мережі

0,38 кВ і величини об’єкта.

Кількість відхідних ліній повинна забезпечувати достатню надійність електропостачання споживачів, а траси прокладання вибирають так, щоб їх довжина була якомога меншою,а потужність була рівномірно розподілена по ділянках.

Приймаємо кількість відхідних ліній 3.

Фідер 1 буде живити споживачів з номерами на плані: 1,5;

Фідер 2: 2,3,4;

Фідер 3: 6,7,8.

Складаємо розрахункові схеми кожного фідера.

P P

1 2

Рисунок 2.2 Розрахункова схема фідера 1

1 2 3

P P P

Рисунок 2.3 Розрахункова схема фідера 2

P P P

1 2 3

Рисунок 2.4 Розрахункова схема фідера 3

2.5.2 Визначення розрахункових потужностей та

робочих струмів для тривалого режиму на ділянках

мережі

Розрахунок потужностей на ділянках ліній проводимо шляхом додавання окремих споживачів що живляться по цих лініях

Потужності на ділянках знаходимо за формулами:

P = k P , якщо потужності (2.38)

споживачів відрізняються менше ніж у

чотири рази.

P =P +∆P , якщо потужності (2.39)

споживачів відрізняються більше ніж у

чотири рази.

Визначаємо потужності на ділянках відповідного фідера:

Фідер 1

P = k P =0,9(37+55)=82,8 кВт (2.40)

P = k P =1 ∙55=55 кВт (2.41)

Фідер 2

P = k P =0,85(6+6+6)=15,3 кВт (2.42)

P = k P =0,9(6+6)=10,8 кВт (2.43)

P = k P =1 ∙6=6 кВт (2.44)

Фідер 3

P =P +∆P =0,9(6+6)+0,6=11,4 кВт (2.45)

P = k P =0,9(6+6)=10,8 кВт (2.46)

P = k P =1 ∙6= 6 кВт (2.47)

Визначаємо робочі струми для тривалого режиму на кожній ділянці відповідного фідера за формулою:

, (2.48)

де: P - потужність ділянки відповідного фідера, кВт;

U - лінійна напруга, В;

cosϕ - коефіцієнт потужності.

Фідер 1

149,7 А (2.49)

90,8 А (2.50)

Фідер 2

31 А (2.51)

21,9 А (2.52)

12,2 А (2.53)

Фідер 3

22,2 А (2.54)

21,9 А (2.55)

12,2 А (2.56)

Остаточні результати заносимо у таблицю 2.3 .

2.5.3 Визначення розрахункового тривалого допустимого струму нагрівання проводів на ділянках

мережі

Розрахунковий тривало допустимий струм нагрівання проводів

з урахуванням дійсної температури оточуючого середовища знаходимо за формулою (4.11) [1, с.176]:

, (2.57)

де: - робочий струм відповідної ділянки, А;

- коефіцієнт що враховує дійсну температуру оточуючого

середовища.

, (2.58)

де: - тривало припустима температура нагрівання

проводу, приймаємо з таблиці 4.11 [1, с.177] =65 ;

- дійсна температура навколишнього середовища,

приймаємо з таблиці 4.12 [1, с.178] =40 ;

- нормована температура навколишнього середовища для

провідників, приймаємо з таблиці 4.13 [1, с.179] =25 .

0,79 (2.59)

Визначаємо тривало допустимий струм нагрівання проводів для

кожної ділянки відповідного фідера.

Фідер 1

189,5 А (2.60)

114,9 А (2.61)

Фідер 2

39,2 А (2.62)

27,7 А (2.63)

15,4 А (2.64)

Фідер 3

28,1 А (2.65)

27,7 А (2.66)

15,4 А (2.67)

Остаточні результати заносимо у таблицю 2.3 .

2.5.4 Попередній вибір перерізів та кількості проводів

З урахуванням максимальної температури повітря навколишнього середовища і інтенсивності сонячної радіації з таблиці 4.14 [1, с.179] обираємо переріз жил проводу по всіх ділянках за умовою:

,

З додатку Г [1, с.499] вибираємо марку,переріз і кількість жил проводу заносимо у таблицю 2.3 в колонку попередній вибір проводів.

Номер фідера	Розрахункова ділянка	Розрахункова активна потужність Pділ. , кВт	Робочий струм на ділянці ІР , А	Розрахунковий тривало допустимий струм І д.р. ,А	Довжина ділянки l, км	Характеристика СІП
						Попередній вибір						Остаточний вибір
						Марка та переріз жил Fж.р. ,мм2	Тривало допустимий струм Ідоп.тр. , А	Питомий опір		Втрати напруги		Марка та переріз жил Fж.р. ,мм2	Тривало допустимий струм Ідоп.тр. , А	Питомий опір		Втрати напруги
								активний r0 Ом/км	індуктивний x0 Ом/км	На ділянках ∆Uі , %	Від ТП ∆UА-і , %			активний r0 Ом/км	індуктивний x0 Ом/км	На ділянках ∆Uі , %	Від ТП ∆UА-і , %
1	А-1	82,8	149,7	189,5	0,045	AsXS-4 70+25	190	0,48	0,24	1,63	1,63	AsXS-4 70+25	190	0,48	0,24	1,63	1,63
	1-2	55	90,8	114,9	0,0225	AsXS-4 35+25	120	0,95	0,26	0,9	2,53	AsXS-4 35+25	120	0,95	0,26	0,9	2,53
2	А-1	15,3	31	39,2	0,035	AsXS-4 25+25	105	1,33	0,27	0,58	0,58	AsXS-4 25+25	105	1,33	0,27	0,58	0,58
	1-2	10,8	21,9	27,7	0,05	AsXS-4 25+25	105	1,33	0,27	0,59	1,17	AsXS-4 25+25	105	1,33	0,27	0,59	1,17
	2-3	6	12,2	15,4	0,045	AsXS-4 25+25	105	1,33	0,27	0,3	1,47	AsXS-4 25+25	105	1,33	0,27	0,3	1,47
3	А-1	11,4	22,2	28,1	0,085	AsXS-4 25+25	105	1,33	0,27	1,03	1,03	AsXS-4 25+25	105	1,33	0,27	1,03	1,03
	1-2	10,8	21,9	27,7	0,045	AsXS-4 25+25	105	1,33	0,27	0,53	1,56	AsXS-4 25+25	105	1,33	0,27	0,53	1,56
	2-3	6	12,2	15,4	0,0275	AsXS-4 25+25	105	1,33	0,27	0,13	1,69	AsXS-4 25+25	105	1,33	0,27	0,13	1,69

Таблиця 2.3- Вибір самонесучих ізольованих проводів (СІП) для ПЛІ-0.38 кВ