Методичні вказівки до курсового проекту по Електропостачанню в сіль (стр. 2 из 5)
, (7)де Pi– розрахункове навантаження (денне або вечірнє) i-го споживача, кВт;
cos ji – коефіцієнт потужності i-го споживача [1 с.39; 9 с. 118].
Значення повних потужностей на ділянках лінії визначається із виразів:
; 
.(8)4 ВИЗНАЧЕННЯ ПОТУЖНОСТІ ТА КІЛЬКОСТІ СИЛОВИХ ТРАНСФОРМАТОРІВ
4.1 Визначення розрахункової потужності силових трансформаторів
Визначення розрахункової потужності силових трансформаторів одно, або двотрансформаторних підстанцій виконується методом надбавок шляхом підсумовування розрахункових активних потужностей на головних ділянках ліній 0,38 кВ, що відходять від підстанції (окремо денних та вечірніх). Потужність зовнішнього освітлення своїм повним розміром додається до сумарного вечірнього максимуму.
(9) 
(10)де РРД лін. Б , РРВ лін. Б – більше з розрахункових, відповідно денних та вечірніх, навантажень ліній, що відходять від підстанції, кВт;
, 
– сума надбавок від менших розрахункових, відповідно денних та вечірніх, навантажень ліній, кВт.Повна розрахункова потужність трансформатора (денна або вечірня) визначається через відповідний коефіцієнт потужності [1 c.39; 9 с. 118] за формулою (8).
За розрахункову приймається більша з двох (денна або вечірня) потужність трансформатора.
4.2 Вибір кількості та потужності силових трансформаторів
Вибір встановленої потужності трансформаторів одно та двотрансформаторних підстанцій виконується із умови їхньої роботи в нормальному режимі за економічними інтервалами навантажень
(11)де SPпід. – розрахункове навантаження підстанції, кВА;
n – кількість трансформаторів, шт.;
– мінімальна і максимальна межа економічного інтервалу навантаження трансформатора прийнятої номінальної потужності (Додаток Е), кВА.Прийняті номінальні потужності трансформаторів перевіряються із умови їх роботи у нормальному режимі експлуатації за допустимими систематичними навантаженнями. Для забезпечення нормального режиму експлуатації підстанції вибрані номінальні потужності трансформаторів перевірять за співвідношенням:
, (12)де SР, SН – відповідно, розрахункова і номінальна потужність трансформатора, кВА;
n – кількість трансформаторів, шт.;
kс – коефіцієнт допустимого систематичного перевантаження трансформатора.
, (13)де kcm– табличне значення коефіцієнта допустимого систематичного навантаження, яке відповідає табличній середньодобовій температурі (Додаток Е);
a – розрахунковий температурний градіент (Додаток Е), 1/0С;
tn – середньодобова температура повітря (із завдання), 0С;
tnm – середньодобова таблична температура повітря (Додаток Е), 0С.
5 РОЗРАХУНОК НАВАНТАЖЕНЬ ПОВІТРЯНИХ ЛІНІЙ 10 кВ
Розрахунок навантажень виконується для лінії 10 кВ заданої конфігурації (Додаток В), згідно із варіантом завдання. Навантаження споживчих ТП 10/0,4 кВ та довжини ділянок лінії 10 кВ вказані, відповідно у додатку Г та додатку Д.
Розрахункові навантаження на ділянках ліній 10 кВ визначаються шляхом підсумовування навантажень (денних і вечірніх окремо) на вводах до споживчих ТП з урахуванням коефіцієнта одночасності:
, 
, (14)де kо– коефіцієнт одночасності [1 с.42; 5 с.145; 9 с. 120];
РД i і РВ i – навантаження денного і вечірнього максимумів i-ї підстанції, кВт.
Для прикладу необхідно навести визначення розрахункових навантажень декількох ділянок повітряної лінії 10 кВ. Для інших ділянок лінії розрахунок навантажень бажано виконати в табличній формі.
Таблиця 3 – Розрахунок навантажень ПЛ–10 кВ
| Ділянка | åРДi, кВт | åРВi, кВт | KO | РРДi, кВт | РРВi, кВт | cos jД | cos jВ | SРДі., кВА | SРВі, кВА |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
6 ВИЗНАЧЕННЯ ДОПУСТИМОЇ ВТРАТИ НАПРУГИ
Допустима втрата напруги в лініях 0,38 і 10 кВ визначається за відхиленням напруги у споживачів, яка повинна бути в межах ± 5 % від номінальної.
Загальна допустима втрата напруги під час 100 % навантаження дорівнює:
, (15)де
– відхилення напруги біля джерела живлення при 100 % навантаженні (для системи 35/10/0,4 кВ – на шинах 10 кВ підстанції 35/10 кВ), %; 
– допустиме відхилення напруги у споживача при 100 % навантаженні, %; 
– сума постійних та перемінних надбавок напруги трансформаторів, %; 
– сумарні втрати напруги в лініях та в трансформаторах при 100% навантаженні, %.Одержану загальну допустиму втрату напруги необхідно розділити приблизно порівну між лініями мережі 10 і 0,38 кВ.
Відхилення напруги у найближчого до джерела живлення споживача при 25% навантаженні віддаленої ТП перевіряємо за виразом:
,(16)де
– відхилення напруги біля джерела живлення при 25 % навантаженні, %; 
– сума постійних та перемінних надбавок напруги трансформаторів, %; 
– сумарні втрати напруги в лініях та в трансформаторах при 25% навантаженні, %.Для розрахунку допустимої втрати напруги складається таблиця відхилень напруги (Таблиця 4) [8 с.66; 9 с. 88].
Приклад визначення допустимої втрати напруги в мережі.
Визначимо допустиму втрату напруги в мережі (Рисунок1). Будемо вважати, що РТП 35/10 кВ (джерело живлення) має пристрої автоматичного регулювання напруги під навантаженням (РПН). Це дає змогу підтримувати напругу на шинах 10 кВ в межах
= +5%, 
= 0% (задається у завданні). 
Рисунок 1 – Розрахункова схема мережі.
Таблиця 4 – Відхилення та втрати напруги на елементах системи
| Елемент установки | Відхилення напруги, % | |||
| Найбільш віддалена ТП (ВТП) | Проектована ТП (ПТП) | |||
| 100% | 25% | 100% | 25% | |
| Відхилення напруги на шинах 10 кВ | +5 | 0 | +5 | 0 |
| Лінія 10 кВ | –7 | –1,7 | –3 | –0,75 |
| Трансформатор 10/0,4 кВ | ||||
| – постійна надбавка | +5 | +5 | +5 | +5 |
| – перемінна надбавка | +2,5 | +2,5 | 0 | 0 |
| – втрати | –4 | –1 | –4 | –1 |
| Лінія 0,38 кВ | –6,5 | 0 | –8 | 0 |
| Відхилення напруги у споживача | –5 | 4,8 < +5 | –5 | 3,25 < +5 |
Для віддаленої ТП приймаємо надбавку трансформатора + 7,5 % (+5 – постійна; +2,5 – перемінна надбавка). Тоді сумарно допустима втрата напруги в мережах 10 і 0,38 кВ складе: