1 Рассчитываем сечение провода электрической сети по допустимым потерям напряжения и делаем 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 1000В среднее значение индуктивного сопротивления для воздушных линий x′₀ принимается равным 0,34 Ом/км (среднегеометрическое расстояние между проводами D_ср = 500 мм).

Задавшись индуктивной составляющей сопротивления проводов воздушной линии x′₀, предварительно определяют реактивную составляющую падения напряжения в основной магистрали ТП3 – Г по выражению [1], В:

, (1)

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

l_i – длина i-го участка, км.

Определяем индуктивную составляющую сопротивления проводов воздушной линии:

P_А=24 кВт tgφ=0,80

P_Б=18 кВт tgφ=0,60

P_В=24 кВт tgφ=0,73

P_Г=16 кВт tgφ=0,88

P_пр=480 кВт tgφ=0,85

Рисунок - 1. Схема распределительной сети напряжением 0,4 кВ

Выбираем головной провод мгистрали ТП3-В

Активные и реактивные мощности протекающие по i-му участку сети:

_{Подставляем значение в формулу (1):}

Допустимые потери напряжения определяются по выражению, В:

, (2)

где U_ном – номинальное напряжение сети, принимаемое равным 380 В;

ΔU_доп% – допустимые потери напряжения, %.

Правилами устройств электроустановок (ПУЭ) в нормальных режимах наибольшие допустимые потери напряжения в распределительных сетях напряжением до 1000 В задаются в следующих пределах: при питании силовой нагрузки – от 5,5 до 7,5 %, из них в магистралях допускаются потери 4 – 5 %, а в ответвлениях – 1,5 – 2 %; для осветительной нагрузки – 2 – 3 % в магистралях, 1 – 2 % в ответвлениях. При выполнении курсовой работы рекомендуется принять ΔU_доп% равным 7 %.

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

₍₃₎

Искомая площадь сечения провода, мм²

(4)

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

γ – удельная проводимость проводника, м/(Ом·мм²),

для алюминия γ = 32 м/(Ом·мм²);

l_i – длина i-го участка, м.

Для магистрали ТП3-В выбираем алюминиевый провод марки А-50: r₀=0,576 Ом/км, x₀=0,325 Ом/км, I_доп=215 А

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

Фактические потери напряжения на участке ТП3-Г от протекания по нему полной мощности определяют по формуле, В:

(5)

где l_i – длина i-го участка, км;

r₀, х₀ – соответственно активное и индуктивное сопротивление выбранного провода, Ом/км.

22,93 В ≤ 26,6 В

Необходимо проверить выбранный провод по наибольшим рабочим токам (проверка по нагреву), т. е. должно выполняться условие:

(6)

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

194,2 А ≤ 215 А

Выбираем провод для ответвления Б:

Выбираем провод марки А-16: r₀=1,837 Ом/км, x₀=0,358 Ом/км, I_доп=105 А

1,08 В ≤ 13,8 В

32,49 А ≤ 105 А

2. 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:

(7)

(8)

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

Полная мощность, отдаваемая с шин 0,4 кВ трансформаторной подстанции ТП-3, с учетом потерь в сети напряжением 0,4 кВ и мощности S_пр, потребляемой прочими потребителями, будет определяться по формуле, кВ·А:

(9)

мощность одного трансформатора двухтрансформаторной подстанции ТП3 должна удовлетворять условию:

(10)

Выбираем трансформатор типа ТМ-400/10 для ТП-3:

400 кВА ≥ 368,6 кВА

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

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

Для ТП-1

Выбираем трансформатор типа ТМ-400/10: 400 кВА ≥ 286,5 кВА

Для ТП-2

Выбираем трансформатор типа ТМ-400/10: 400 кВА ≥ 397,59 кВА

Таблица 3 - Характеристики трансформаторов.

№ подстанции	Тип трансформатора	S, кВА	Px,	Pк	uк	Iк	Схема и группа соединения обмоток
ТП1	ТМ-400/10	400	0,8	5,9	4,5	1,6
ТП2	ТМ-400/10	400	0,8	5,9	4,5	1,6
ТП3	ТМ-400/10	400	0,8	5,9	4,5	1,6