5.2. Розрахунок потужності та вибір споживчої трансформаторної підстанції. Розрахунок зовнішньої електричної мережі напругою 0,38 кВ

Відповідно до класифікації [5] електроприймачі ПТО і РЕО відносяться до ІІ категорії за надійністю електропостачання. Розрахункова потужність пункту складає Р_р=87,16 кВт, при cоs=0,82. ПТО і РЕО розміщений на машинно -тракторному дворі підприємства, де розміщена трансфораторна підстанція потужністю 250 кВА.

Всі споживачі підстанції є виробничими споживачами, а тому розрахунок навантаження проводимо за денним максимумом. Загальне навантаження лінії напругою 0,38 кВ визначаємо сумуванням розрахункових навантажень на вводах окремих споживачів, які приймаємо на основі результатів обстеженя і керівних матеріалів щодо проектування електропостачання [13]. Значення розрахункових навантажень та коефіцієнтів потужності на вводах споживачів наведені у табл. 4.2.

Таблиця 5.2.1. - Розрахункові навантаження споживачів, що живляться від ТП

Номер на розрахунковій схемі та назва об'єкту	Рр, кВт	cоs
1. Цех з переробки зерна 2. Вагова 3. Будинок відпочинку 4. Контора 5. Ремонтна майстерня 6. Гараж 7. Заправна станція 8. ПТО і РЕО	40 4,5 5 5 17 22 14 87	0,8 0,8 0,82 0,82 0,7 0,8 0,7 0,82

Розрахункове навантаження ділянки лінії 0,38 кВ визначаємо за формулою:

, (5.2.1.)

де Р_Б - найбільша із складових навантажень, кВт;

- добавка від меншого навантаження, кВт..

Рисунок 5.2.1.- Розрахункова схема мережі напругою 0,38 кВ:

І.Цех з переробки зерна	VІ. Гараж
ІІ. Вагова	VІІ. Заправна станція
ІІІ. Будинок відпочинку	VІІІ. ПТО і РЕО
ІV. Контора
V. Ремонтна майстерня

Вибір проводів повітряної лінії напругою 0,38 кВ проводимо відповідно до РУМ-10 [13].

Діюча лінія виконана на залізобетоних опорах проводом А25. Проводимо перевірку площі поперечного перерізу проводу з урахування під'єднання до лінії №3 ПТО і РЕО.

Еквівалентне повне навантаження відповідної ділянки лінії 0,38 кВ:

S_екв=S_р·k_д, (5.2.2.)

де S_р - максимальне розрахункове навантаження ділянки лінії, кВ·А;

к_д - коефіцієнт, який враховує динаміку зростання навантаження. Приймаємо к_д=0,7 [13].

Розрахункова повна потужність ділянки лінії:

, (5.2.3.)

де Р_р - розрахункова активна потужність на ділянки лінії, кВт;

cоs_р - коефіцієнт потужності;

Розрахунок проводимо з кінця лінії, а результати розрахунків зводимо до таблиці 5.2.2.

Таблиця 5.2.2. Розрахунки для вибору проводівмережі напругою 0,38 кВ

Діл. лінії	Довжина ділянки, км	РБ, кВт	Рм, кВт	Р(Рм), кВт	Рр, кВт	кд	Sр, кВа	Sе, кВа	Кількість, марка та площа поперечного перерізу проводів
7-8 8-0	0,185 0,05	14 87	3 14	1,8 8,5	15,8 95,5	0,7 0,7	22,5 116,4	15,75 81,48	3А35+А35 3А50+А50

Перевірка вибору площі поперечного перерізу проводів проводиться за фактичними втратами напруги:

U_факт%<U_д%,

де U_д% - допустимі втрати напруги в лінії, %;

Допустимі втрати напруги в лінії визначаємо з урахуванням вимог чинних нормативних матеріалів.

Таблиця 5.2.3.- Розрахунок допустимих втрат напруги в мережі напругою

0,38 кВ

Елементи схеми електропостачання		Втрати напруги, % при
		100	25
Шини 10 кВ РТП		+3,5	-1
Повітряна лінія 10 кВ		-5	-1,25
Трансформатор 10/0,4 кВ	Постійна надбавка Регульована надбавка Втрати напруги	+5 +2,5 -4	+5 +2,5 -1
Втрати напруги в лінії 0,38 кВ		-7	0
Відхилення напруги у споживача		0	+4,25
Допустиме відхилення напруги у споживача		-5	+5

Відповідно до розрахунків допустима втрата напруги в лінії 0,38 кВ складає 7%, а фактична втрата напруги визначається за формулою:

, (5.2.4.)

де - максимальна повна потужність ділянки лінії, кВА;

- відповідно активний і реактивний опори ділянки лінії, Ом/км;

L_і - довжина і-ї ділянки лінії, км;

- коефіцієнт потужності і-ї ділянки лінії;

U_н - номінальна напруга мережі, В.

Фактичні втрати напруги в повітряній лінїї 0,38 кВ для найбільш віддаленого споживача визначаємо за формулою:

, (5.2.5.)

де - сума втрат напруг на ділянках лінії, %.

Результати розрахунків зводимо до таблиці

Таблиця 5.2.4. - Розрахунок фактичної втрати напруги в мержі напругою

0,38 кВ

Ділян.лінії	L, км	Sр, кВа	cоs	sіn	R0, Ом/км	Х0, Ом/км	Uфакт%, %
							на ділянці	від ТП
5-3 3-2 2-6 6-4 4-0 1-0 7-8 8-1	0,114 0,08 0,41 0,98 0,38 0,2 0,185 0,05	24,2 8,5 24,8 23,7 17,4 48,5 22,5 116,4	0,71 0,8 0,8 0,75 0,7 0,82 0,82 0,85	0,7 0,6 0,6 0,66 0,71 0,57 0,57 0,52	0,77 1,16 0,77 0,77 1,16 0,592 0,77 0,592	0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4	0,28 0,41 0,61 1,02 2,45 0,89 1,12 1,58	4,77 4,49 4,08 3,47 2,45 0,89 4,6 3,68

Таким чином фактичні втрати напруги в повітряній лінії 0,38 кВ для найбільш віддаленого споживача складають U_факт%=4,77%, що менше U_доп%=7%.

Розрахункове навантаженя на шинах 0,38 кВ ТП визначаємо сумуванням розрахункових навантажень та відповідних добавок [13]:

Р_РТП=Р_Р1+Р(Р_Р2)+ Р(Р_Р3), (5.2.6.)

де Р_Р1, Р_Р2, Р_Р3 - розрахункові навантаження відповідно першої, другої та третьої лінії, кВт

Р_РТП=87+Р(40)+ Р(85)=87+20,5+60=163,5 кВт.

Повну розрахункову потужніст на шинах ТП визначаємо за формулою:

кВ·А. (5.2.7.)

Потужність трансформатора визначаємо за економічними інтервалами з урахуванням сезонності.

Приймаємо в якості джерела живлення КТП 250/10/0,4-90-У1 з трансформатором ТМ250-10/0,4 ГОСТ 12022-76, потужністю 250 кВ·А.