4. Выбор потребительских трансформаторов

Номинальная мощность трансформаторов 10/0,4 кВ выбирается по экономическим интервалам нагрузок [5], в зависимости от шифра нагрузки, расчетной полной мощности, среднесуточной температуры охлаждающего воздуха, наличия автономных источников для

обеспечения нормативных уровней надежности электроснабжения сельскохозяйственных потребителей [6].

Выбор установленной мощности трансформаторов одно и двух трансформаторных подстанций производится по условиям их работы, в нормальном режиме исходя из условия [5]:

Sэк min ≤ Sр/n ≤ Sэк max (4.1)

где Sр - расчетная нагрузка подстанции, кВА;

n - количество трансформаторов проектируемой подстанции определяется в соответствии [6];

Sэк min , Sэк max - соответственно, минимальная и максимальная границы экономического интервала нагрузки трансформатора принятой номинальной мощности, в зависимости от зоны сооружения подстанции и вида нагрузки потребителей [5].

Принятые по [5] номинальные мощности трансформаторов проверяются по условиям их работы в нормальном режиме эксплуатации по допустимым систематическим нагрузкам, а в послеаварийном режиме - по допустимым аварийным перегрузкам. Для нормального режима эксплуатации подстанции номинальные мощности трансформаторов проверяются по условию [5]:

Sр / (n^.Sном) ≤ Kc (4.2)

где Кс - коэффициент допустимой систематической нагрузки трансформатора для значений среднесуточных температур расчетного сезона Vвт .

Если значения среднесуточной температуры воздуха расчетного сезона отличен от Vвт [5], то коэффициенты допустимых систематических нагрузок трансформаторов рассчитываются по формуле:

Kс= Kст - a( Vв - Vвт), (4.3)

где a - расчетный температурный градиент, 1/ С;

Kст - табличное значение коэффициента допустимой систематической нагрузки, соответствующее среднесуточной температуре расчетного сезона. При среднесуточной температуре зимнего сезона меньше -15 С Kст определяется для Vв= -15 С.

При отсутствии возможности резервирования или отключения в послеаварийном режиме части нагрузки подстанции, выбор установленной мощности трансформаторов двухтрансформаторных подстанций производится по послеаварийному режиму из условия отключения одного из трансформаторов и обеспечения другим всей нагрузки подстанции:

Sр / Sном <= Кав (4.4)

где Кав - коэффициент допустимой аварийной перегрузки трансформатора, определяется по аналогии с Кс [5].

Пример выбора двухтрансформаторной подстанции (ТП 8):

S эк.min ≤ Spасч / n ≤ S эк.max = 86 ≤ 187/2 ≤ 125

Предварительно выбираем трансформатор мощностью 100 кВА

Sрасч / (n ^. Sном ) ≤ Kc = 187/(2 ^. 100)= 0,935 ≤ 1,59

При отключении одного трансформатора

Sp / Sном ≤ Kав = 187/100=1,87

Отношение > 1,73 , поэтому принимаем трансформатор 160 кВА

Проверка: Sрасч / (n ^. Sном ) ≤ Kc = 187/(2 ^. 160)= 0,58 ≤ 1,59

Sp / Sном ≤ Kав = 187/160=1,17 ≤ 1,73

Потери энергии в трансформаторах :

ΔW_т=ΔP_х ^. 8760 + ΔP_к (S_расч / S_{т ном})^{2 .} τ , (4.5)

где ΔP_х и ΔP_к – потери мощности холостого хода и короткого замыкания в трансформаторе;

τ – время максимальных потерь [2].

Остальные расчеты проводим аналогично, данные расчетов сводим в таблицу 4.1

Таблица 4.1 – Выбор потребительских трансформаторов

№ ТП	Sрасч, кВА	Тип	Sтном, кВА	Uвн, кВ	Uнн, кВ	ΔPх, кВт	ΔPк, кВт	Uк, %	ПБВ %	dWт, кВт час/год
1 2 3 4 5 6 7 8	115,6 142,2 106,4 85,4 146,8 156,9 65,3 186,9	ТМ ТМ ТМ ТМ ТМ ТМ ТМ ТМ	100 100 100 63 100 100 63 2*160	10 10 10 10 10 10 10 10	0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4	0,365 0,365 0,365 0,265 0,365 0,365 0,265 0,460	1,97 1,97 1,97 1,28 1,97 1,97 1,28 2,65	4.5 4.5 4.5 4.5 4.5 4.5 4.5 4.5	±2*2.5 ±2*2.5 ±2*2.5 ±2*2.5 ±2*2.5 ±2*2.5 ±2*2.5 ±2*2.5	6884 8775 6320 5379 9143 9984 4247 9092

5. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ВОЗДУШНОЙ ЛИНИИ НАПРЯЖЕНИЕМ

10 кВ

Электрический расчет воздушных линий ВЛ производится с целью выбора марки и сечения проводов и определения потерь напряжения и энергии. Подсчитываются суммы активных и реактивных мощностей потребительских ТП, находящихся за расчетным участком. По количеству трансформаторов за участком выбирается коэффициент одновременности [1].

Определяются расчетные мощности и токи участка по выражениям (2.21)...(2.26). При отличии нагрузок ТП более чем в 4 раза их суммирование производится по таблице 5.3 [2](как активных, так и реактивных).

Выбирается сечение проводов по экономическим интервалам нагрузки [7] с учетом надежности [6]. По Fрасч принимается ближайшее стандартное. В целях удобства монтажа в линии обычно монтируются не более трех марок проводов. Минимально допустимые сечения сталеалюминевых проводов ВЛ 10 кВ по условиям механической прочности должны быть в районах с нормативной толщиной стенки гололеда до 10 мм-35мм², 15-20 мм²-50 мм² и более 20-70 мм². Сечение сталеалюминевых проводов на магистрали ВЛ 10 кВ должно быть не менее 70 ^мм2 [6]. По экономическим интервалам нагрузок провода выбираются по таблице 5.4 [2].

Выбранное сечение проводов проверяется по допустимому нагреву по условию:

I_раб ≥ I_{р max}, (5.1)

Для выбранных проводов выписываются сопротивления 1 км: активное r₀ и индуктивное х₀; для определения х₀ необходимо принять среднее геометрическое расстояние между проводами (для ВЛ 10 кВ чаще всего принимают Дср=1500 мм).

Рассчитываются потери напряжения на участках в процентах:

U_д% =(Р_дr₀+Q_дх₀)L100/U²_ном (5.2)

U_в% =(Р_вr₀+Q_вх₀)L100/U²_ном (5.3)

Подсчитываются потери напряжения от шин 10 кВ ГПП до конца расчетного участка путем суммирования потерь напряжения тех участков, по которым протекает мощность рассматриваемого участка.

Определяются потери электрической энергии на участках

W_т=Р_х 8760 + Р_к(S_расч/ S_тном)²  (5.4)

Данные по расчету ВЛ 10 кВ приведены в таблице 5.1.

Таблица 5.1 – Электрический расчет ВЛ 10 кВ

Участок	Длина, км	Активных, кВт		Реактивных, квар		Кол. Тр-в за участком, шт	К0	Активная, кВт		Реактивная, квар		Полная, ВА
		ΣPДi	ΣPВi	ΣQДi	ΣQВi			PД	PВ	QД	QВ	SД	SВ
0-1 1-2 2-3 3-4 2-5 5-6 5-7 7-8 7-9 9-10 9-11	4,0 0,6 0,6 0,4 4,3 0,6 1,1 2,9 0,6 1,0 1,0	720 606 160 80 446 72 374 134 240 0 92	701 614 225 85 389 70 319 135 184 50 77	299 281 105 60 176 46 130 60 70 0 18	280 257 89 64 168 45 123 25 98 42 22	8 7 2 1 5 1 4 1 3 1 1	0,77 0,78 0,90 1,0 0,8 1,0 0,82 1,0 0,85 1,0 1,0	554 472 144 80 357 72 308 134 204 0 92	540 479 203 85 311 70 263 135 156 50 77	231 219 95 60 141 46 107 60 60 0 18	581 519 218 106 339 83 282 137 177 65 80	600 521 172 100 383 85 326 147 212 0 93	581 519 218 106 339 83 282 137 177 65 80

Продолжение таблицы 5.1

Участок	Рабочий ток, А		Провод	Потери напряжения dU, %				Потери энергии W л , кВт*ч
				днем		вечером
	IД	IВ		на участке	от ГПП до конца участка	на участке	от ГПП до конца участка
0-1 1-2 2-3 3-4 2-5 5-6 5-7 7-8 7-9 9-10 9-11	34,7 30,1 9,9 5,8 22,1 4,9 18,8 8,5 12,3 0 5,4	33,6 30,0 12,6 6,0 19,6 4,8 16,3 7,9 10,2 3,8 4,6	АС 70 АС 70 АС 35 АС 35 АС 70 АС 35 АС 70 АС 35 АС 70 АС 35 АС 35	1,27 0,17 0,09 0,03 0,87 0,04 0,19 0,37 0,06 0 0,08	1,27 1,44 1,53 1,56 2,31 2,35 2,50 2,87 2,56 2,56 2,64	1,22 0,16 0,11 0,04 0,77 0,04 0,16 0,33 0,06 0,06 0,07	1,22 1,38 1,49 1,53 2,15 2,19 2,31 2,64 2,37 2,43 2,50	13017 1470 440 53 5628 51 1044 966 227 36 101