1. Выбор числа и мощности трансформаторных подстанций. Технико-экономический расчет.

Местоположение трансформаторных подстанций определяется в основном величиной, характером и расположением электрических нагрузок. Подстанции должны быть максимально приближены к центрам подключаемых к ним нагрузок, однако местоположение подстанции не должно препятствовать нормальному ходу технологического процесса и обеспечивать возможность безопасной и удобной эксплуатации самой подстанции и расположенных вблизи сооружений и машин.

2.1. Номинальная мощность трансформаторов подстанции выбирается в соответствии с неравенством S_т.ном ≥ S_рΣ +ΔS и рекомендациями , приведенными внизу,

где S_рΣ – расчетная сменная нагрузка определенной группы электроприемников,

ΔS – потери мощности в трансформаторе.

Приближенно потери мощности в трансформаторе учитываются в соответствии с соотношениями

ΔР = 0,02S_рΣ ;

ΔQ = 0.1S_pΣ;

ΔS = .

При выборе числа и мощности трансформаторов следует руководствоваться следующими рекомендациями:

• мощность одного трансформатора не должна превышать 1000 кВА;

• число трансформаторов на подстанции не должно быть больше двух;

• должна обеспечиться по возможности однотипность трансформаторов на объекте;

• при выборе мощности должна учитываться допустимая перегрузка трансформатора в аварийном режиме до 140% в течение пяти суток не более 6 часов в сутки при коэффициенте заполнения графика 0,75.

При наличии двух подключенных к распределительному устройству трансформаторов ( 2-х трансформаторная подстанция) выполняется условие

Sт 0,7 S_м.р.,

где S_м.р. – максимальная проходная мощность (S_м.р. = S_рΣ +ΔS), кВА,

Sт – мощность одного силового трансформатора подстанции.

Помимо этих требований должны учитываться ряд ограничений по возможности размещения подстанций на территории и в цеховых помещениях объекта, категория электроприемников и другие производственные и эксплуатационные требования.

Окончательный выбор числа и мощности трансформаторных подстанций осуществляется на основе технико-экономического сравнения, и их технические характеристики выбираются студентом и согласовываются с руководителем проекта.

2.2. Технико-экономическое сравнение производится по упрощенной методике с использованием вспомогательных таблиц 2.1-2.3.

Для выбора мест установки подстанции на генплан объекта произвольно наносятся координатные оси, для каждого электроприемника находятся соответствующие координаты, и затем для выбранной группы нагрузок определяются координаты центра нагрузок:

Хцен = ; Yцен = ,

где Ppi – расчетные активные мощности электроприемников.

В этот центр нагрузок и помещается подстанция.

Для каждого из намеченных вариантов определяются мощность подстанции и параметры сети. На этапе технико-экономического сравнения схема сети напряжением 0.4 кВ принимается радиальной и ее параметры рассчитываются с помощью таблицы 2.4.

Таблица 2.1

Расчетные затраты на воздушные линии

с алюминиевыми проводами 6-10 кВ, тыс.у.е./км

U, кВ	Сечение провода, мм
	16	25	35	50	70	95
6 – 10	1,79	1,84	1,9	1,96	2,04	2,2

Таблица 2.2

Расчетные затраты на линии с кабелями с

алюминиевыми жилами, тыс. у.е/км

U, кВ	К-во кабелей в траншее	Сечение жилы, мм
		4	6	10	16	25	35	50
10	1	-	-	-	2,69	2,85	3,1	3,42
6	1	-	-	-	2,32	2,56	2,89	3,12
До 1 кВ	1 2 3	1,4 2,16 3,01	1,53 2,3 3,2	1,63 2,53 3,46	1,73 2,76 3,85	1,93 3,24 4,48	2,02 3,42 4,86	2,26 3,96 5,55

Таблица 2.2 (продолжение)

U, кВ	К-во кабелей в траншее	Сечение жилы, мм
		70	95	120	150	185	240
10	1	3,64	3,83	4,34	5,1	5,44	5,8
6	1	3,26	3,52	3,88	4,48	4,72	4,97
До 1 кВ	1 2 3	2,54 4,48 6,35	2,92 5,14 6,42	3,18 5,66 8,14	3,64 6,58 9,52	4,12 7,54 11,12	4,6 8,64 12,8

Для каждого из намеченных вариантов определяются мощность подстанции и параметры сети.

Таблица 2.3

Расчетные затраты на трансформаторные

подстанции 6-10/0,4кВ, тыс.у.е.

Однотрансформаторные		Двухтрансформаторные
Sт, кВА	З1	Sт, кВА	З2
100	5,3	2х100	9,6
160	6,1	2х160	10,2
250	6,5	2х250	11,1
400	6,8	2х400	12,1
630	14,8	2х630	27,2
1000	16,9	2х1000	34,6

Выбор сечений и количества кабелей линий по таблице осуществляется в такой последовательности. По расчетному току линии Iр выбирается сечение исходя из соблюдения неравенства Iр Iдоп. Затем определяется коэффициент загрузки линии Iр/Iдоп и по его величине выясняется допустимая по потере напряжения длина передачи. Если , расчет на этом заканчивается. В том случае, если > , расчет продолжается. При этом либо увеличивается сечение линии в пределах шкалы стандартных сечений, либо увеличивается число кабелей, прокладываемых параллельно.

Пример 1. Iр = 183 А, = 238 м.

По таблице выбирается сечение F = 70 мм , т.к. 183 < 220 А., а Iр/Iдоп = 0,83. Тогда м, и отсюда > . Можно было бы последовательно увеличивать сечения. Однако можно поступить иначе. Выбрать в таблице нужную и проверить, будет ли таким отношение Iр/Iдоп. Например, в таблице находится = 245 м при Iр/Iдоп = 0.6 и F = 120 мм . Проверяем 183/300 = 0,58, т.е. данное сечение удовлетворяет требованиям.

Таблица 2.4

Допустимые длины передачи электроэнергии по линиям 0.4 кВ.

F, мм2	Iдоп, А.	при Iр/ Iдоп, м.
		1,0	0,9	0,8	0,7	0,6	0,5	0,4	0,3
4	42	42	47	53	60	70	84	105	140
6	55	48	53	60	68	80	96	120	160
10	75	58	65	73	83	97	116	145	194
16	90	76	85	95	108	127	152	190	254
25	125	91	101	114	130	152	182	227	304
35	145	101	112	126	143	168	202	252	326
50	180	113	126	141	162	186	226	282	346
70	220	128	142	160	183	214	256	320	428
95	260	141	157	176	201	235	282	256	470
120	300	147	163	184	210	245	294	368	490
150	335	160	178	200	225	267	320	400	534
185	380	165	180	206	236	275	330	412	550
240	440	179	199	224	256	299	358	448	598

Пример 2. Iр = 240 А, = 490м.

По допустимому току достаточно сечения F = 95 . Однако нетрудно убедиться, что, даже увеличив сечение до 240 , не удается обеспечить выполнение нормы потери напряжения ( ). Поэтому необходимо эту линию выполнить несколькими кабелями. Возьмем 2 кабеля. Следовательно, для каждого из них Iр1 = 120А. Действуя аналогично вышеизложенному, получим в итоге F = 150 , и, таким образом, параметры линии составят 2(3x150).

Затраты на высоковольтные линии, подстанции и распределительную сеть 0.4 кВ определяются по удельным затратам (табл.2.1. – 2.3.).

Зсэс = Зтп + Звл + Знвл, - затраты на сооружение системы электроснабжения.

Где Зтп – затраты на сооружение ТП (табл. 2.3.),

Знвл – затраты на сооружение низковольтных линий,

Звл - затраты на сооружение высоковольтных линий.

Расчет электрических сетей напряжением 6 – 10 кВ производится по экономической плотности тока, которая зависит от степени использования максимума нагрузки и от материала провода.

Число часов использования максимума нагрузки принимается:

для речных портов - 3400 ч;

для СРЗ - 5500 ч.

Правилами устройства электроустановок установлены значения экономических плотностей тока jэк, зависящие только от материала, конструкции провода и продолжительности использования максимума нагрузки Тмакс (см. табл. 2.5).

Таблица 2.5

Продолжительность использования максимума нагрузки в год Тмакс, ч	Экономическая плотность тока jэк, А/мм2
	Для неизолированных проводов и шин		Для кабелей с бумажной изоляцией и проводов с резиновой и поливинилхлоридной изоляцией		Для кабелей с резиновой и пластмассовой изоляцией
	медных	алюмин.	медных	алюмин.		медных	алюмин.
1000-3000 3000-5000 5000-8760	2.5 2.1 1.8	1.3 1.1 1.0	3.0 2.5 2.0	1.6 1.4 1.2		3.5 3.1 2.7	1.9 1.7 1.6

Экономически целесообразное сечение определяется предварительно по расчетному току линии Iрас и экономической плотности тока jэк:

Fэ = Iрас/jэк, мм² ,

где Iрас – ток в высоковольтной линии, чаще – линия ввода.

Звл = З_{1 км.вл} Ɩ_вл , - затраты на сооружение высоковольтной линии.

При этом выбранный кабель необходимо проверить на термическую устойчивость при коротком замыкании. Сечение кабеля на термическую устойчивость для трехфазного к.з. проверяют по формуле:

Sмин = I , где

I - установившийся ток короткого замыкания, А.

с = Акон- Анач – коэффициент, соответствующий разности выделенной теплоты в проводнике после и до к.з (для кабелей напряжением 6-10 кВ с медными жилами с=141; с алюминиевыми жилами с=85; для алюминиевых шин с=88; для медных шин с=171; для стальных шин с=60).

tп – расчетное (приведенное) время действия тока к.з. tп = tвык+tзащ, уточненное tп находят по рисунку 6.12 [1, стр. 247].

Если выбранный кабель не удовлетворяет условиям термической устойчивости, то небходимо либо снизить время действия защиты tзащ либо увеличить сечение кабеля.

Затем выбирается вариант, характеризующийся суммарным минимумом расчетных затрат, который и принимается к дальнейшей разработке.