1 Электрический расчет распределительной сети напряжением 0,4 кВ

Данный расчет начинаем с составления расчетной схемы (см. рис.1) на основе данных, приведенных в таблице 2. Предприятия-электроприемники А,Б,В и Г показываем на схеме в виде прямоугольников. Всю информацию о каждом предприятии, а именно мощности активной и реактивной нагрузки заносим в вышеуказанные прямоугольники. Значения мощности активной нагрузки для каждого предприятия занесены в таблицу 2. Мощность реактивной нагрузки определяется через коэффициент реактивной мощности, значения которого также содержит в себе таблица 2, по следующей формуле:

, (1.1)

где Q – мощность реактивной нагрузки, квар;

P – мощность активной нагрузки, кВт;

tgφ – коэффициент реактивной мощности.

Используя данную формулу, вычислим мощность реактивной нагрузки для каждого предприятия:

Для предприятия А:

Для предприятия Б:

Для предприятия В:

Для предприятия Г:

Затем заносим на схему информацию о каждом участке электрической сети, а именно их длину и мощности, передаваемые по ним. Длина участков указана в таблице 2. Мощность, передаваемая по участку, соответствует сумме мощностей нагрузок на предприятиях, получающих электроэнергию непосредственно через него (потери в линии не учитываем). Через участок электрической сети К питаются потребители А, Б, В и Г. Соответственно активная мощность определится из следующего выражения:

Pк = РА+РБ+РВ+РГ (1.2)

Pк= 28+20+22+16=86 кВт.

Аналогичным образом находится и реактивная мощность:

Qк=23,8+17,6+13,2+7,52=62,12 квар.

Значение мощности активной нагрузки прочих потребителей Рпр находится в таблице 2. Мощность реактивной нагрузки найдем через активную мощность и коэффициент мощности прочих потребителей, значение которого приведено в таблице 2:

, (1.3)

где РПР – мощность активной нагрузки прочих потребителей, кВт;

kПР – коэффициент мощности прочих потребителей.

Полученные значения отобразим на схеме распределительной сети 0,4 кВ (рис.1).

16+j7,52

20+j17,6

Б

Г

20

38+j20,72

86+j62,12

66+j44,52

40

ТП3

85

5

30

В

А

Pпр=400+j310,4

22+j13,2

28+j23,8

Рисунок 1  Схема распределительной сети напряжением 0,4 кВ

После составления расчетной схемы необходимо рассчитать сечение провода электрической сети по допустимым потерям напряжения и сделать проверку его по нагреву.

Как известно, потери напряжения имеют две составляющие – активную и реактивную, которые определяются соответственно активными и реактивными сопротивлениями токопроводящих элементов. Индуктивное сопротивление фазы линии электропередачи, в отличие от активного, зависит незначительно от площади поперечного сечения провода, поэтому расчет по допустимым потерям напряжения обычно начинают, используя среднее значение этого сопротивления, которое выбирают в зависимости от номинального напряжения сети. Это обусловлено тем, что уровень напряжения определяет расстояние между проводами, которое в свою очередь сказывается на индуктивном сопротивлении фазы линии. При напряжении до 1000 В среднее значение индуктивного сопротивления для воздушных линий принимается равным 0,34 Ом/км (среднегеометрическое расстояние между проводами Dср=500 мм).

Задавшись индуктивной составляющей сопротивления проводов воздушной линии , предварительно определим реактивную составляющую падения напряжения в основной магистрали по следующему выражению, В:

, (1.4)

где - реактивная мощность, протекающая по i – му участку сети, квар;

- длина i-го участка, км;

- номинальное напряжение сети, принимаемое равным 380 В.

Допустимые потери напряжения определяем по формуле, В:

, (1.5)

где -допустимые потери напряжения, принимаем равными 7 %.

Допустимое значение активной составляющей падения напряжения определяем по формуле, В:

, (1.6)

Искомая площадь сечения провода, :

, (1.7)

где активная мощность, протекающая по i-му участку, кВт;

удельная проводимость проводника, , для алюминия =32 ;

длина i-го участка, м.

.

Полученное значение поперечного сечения провода для магистрали округляем до ближайшего большего стандартного. Таким образом, в соответствии со справочными материалами мы выбираем алюминиевый провод марки АC35 с номинальным сечением 35 .

Так как фактические (действительные) потери напряжения в проводах не должны превышать допустимых, необходимо осуществить проверку выбранного провода в соответствии с условием:

, (1.8)

Фактические потери напряжения в магистрали от протекания по ней полной мощности определяем по формуле, В:

, (1.9)

где длина i-го участка, км;

- соответственно активное и индуктивное сопротивление выбранного провода, Ом/км.

По справочным материалам для провода марки АC35 =0,92 Ом/км; =0,308 Ом/км.

Таким образом, условие (1,8) выполняется, из чего следует, что фактические потери напряжения в основной магистрали не превышают допустимых.

Далее необходимо проверить выбранный провод по наибольшим рабочим токам (проверка по нагреву), и должно выполняться условие:

(1.10)

где - допустимый ток, указанный в справочных данных для данного сечения провода, А.

По справочным материалам для провода марки АC50 допустимый ток =215А.

Проверка производится для головного участка основной магистрали, в данном случае это участок К. Таким образом выражение (2.9) принимает вид:

, (1.11)

Следовательно, , что условие (1.10) выполняется, следовательно, окончательно выбираем провод марки АC50.

Расчет сечения провода для ответвления Б аналогичен расчету для магистральной линии и осуществляется по формулам (1.4)-(1.9). Отличие заключается лишь в том, что для ответвлений от магистральной линии расчетными являются потери, определяемые разностью допустимых потерь, рассчитанных по формуле (1.5) и потерь напряжения в магистрали до места ответвления, которые определяются по формуле (1.9).

Для ответвления Б допустимые потери определим из выражения:

, (1.12)

Далее рассчитываем в соответствии с формулой (1.4) реактивную составляющую падения напряжения в ответвлении Б:

, (1.13)

Допустимое значение активной составляющей падения напряжения в ответвлении Р определяем по формуле (1.6) :

, (1.14)

Искомая площадь сечения провода в данном ответвлении, :

, (1.15)

Полученное значение поперечного сечения провода для ответвления Б округляем до ближайшего большего стандартного. Таким образом, в соответствии со справочными материалами мы выбираем алюминиевый провод марки АС16 с номинальным сечением 16 .

Фактические потери напряжения определим по следующему выражению (в соответствии с формулой (1.9)) :

, (1.16)

где - соответственно активное и индуктивное сопротивление провода, выбранного для ответвления Р, Ом/км. По справочным материалам для провода марки АС16 =1,98 Ом/км; =0,333 Ом/км (при среднегеометрическом расстоянии между проводами Dср=500 мм).

Таким образом условие выполняется, из чего следует, что фактические потери напряжения в ответвлении Б не превышают допустимых.

Далее необходимо проверить выбранный провод по наибольшим рабочим токам (проверка по нагреву), и должно выполняться условие:

, (1.17)

По справочным материалам для провода марки АС16 допустимый ток = 105А.

Таким образом, и соответственно провод АС16 пригоден для использования в ответвлении Б.

2. Выбор трансформаторов

2.1 Выбор количества и мощности трансформаторов подстанций

Для определения расчетной мощности трансформатора трансформаторной подстанции ТП3 необходимо в первую очередь определить составляющие потерь мощности в фидерах 0,4 кВ по формулам:

, (2.1)

, (2.2)

где и – полное активное и реактивное сопротивления соответственно, равные произведению погонного сопротивления r₀ и х₀ на длину линии.

Таким образом, полная мощность, отдаваемая с шин 0,4 кВ трансформаторной подстанции ТП3 с учетом потерь в сети напряжением 0,4 кВ и с учетом мощности, потребляемой прочими потребителями S_пр, будет определяться по формуле, кВА:

, (2.3)

Данная мощность будет определяющей при выборе мощности трансформатора подстанции ТП3.

В числе прочих потребителей ТП3 присутствуют электроприемники первой и второй категории, поэтому на этой подстанции необходимо установить два трансформатора. На подстанциях ТП1 и ТП2, питающих только электроприемники третьей категории, достаточно иметь по одному трансформатору.

Мощность трансформатора двухтрансформаторной подстанции ТП3 необходимо выбирать таким образом, чтобы при выходе из работы одного трансформатора второй воспринял бы на себя нагрузку потребителей первой и второй категории с учетом допустимой перегрузки в аварийном режиме.

При выполнении курсовой работы рекомендуется принять, что нагрузка электроприемников первой и второй категории подстанции ТП3 составляет 70% от общей нагрузки. В соответствии с ГОСТ 14209-97 «Руководство по нагрузке силовых масляных трансформаторов» допускается послеаварийная перегрузка на 40% в течение пяти суток, но не более шести часов в каждые сутки. При наличии централизованного резерва поврежденный трансформатор может быть заменен в течение шести часов. Тогда мощность одного трансформатора двухтрансформаторной подстанции ТП3 должна удовлетворять условию:

(2.4)

Для однотрансформаторных подстанций ТП1 и ТП2 мощность трансформатора должна удовлетворять условию:

, (2.5)

где S_i – мощность нагрузки i-й подстанции, определяемая в соответствии с исходными данными таблицы 1.

В результате расчета выберем понизительный трансформатор для каждой трансформаторной подстанции, наименование и основные параметры трансформаторов приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Параметры трансформаторов

Наименование присоединения	Тип трансформатора	Номинальная мощность Sтр, кВА	Потери, кВт		uк, %	Iх, %	Схема и группа соединения обмоток
			Pх	Pк
ТП1	ТМ-250/10	250	0,82	3,7	4,5	2,3
ТП2	ТМ-400/10	400	1,05	5,5	4,5	2,1
ТП3	ТМ-320/10	320	0,91	6,2	5,5	0,7