7.1 Ориентировочный выбор числа и мощности цеховых трансформаторов

Выбор производится по удельной плотности нагрузки [1].

если кВА/м² , то устанавливаются трансформаторы мощностью до 1000 кВА

0,2- до 1600 кВА

0,3 – 1600-2500 кВА

7.2 Определение расчетной мощности компенсирующих устройств (ку)

Расчетная мощность КУ равна:

По значению по источнику [4] выбираются конденсаторные батареи, с учетом выражения. Количество КУ определяется количеством трансформаторов.

Скомпенсированная мощность будет равна:

Полная расчетная мощность теперь будет равна:

Номинальная мощность трансформатора будет равна ___ кВА. Выбираем трансформатор марки и номиналом _____.

Проверка коэффициента загрузки трансформатора в нормальном режиме:

В аварийном режиме однотрансформаторные подстанции не проверяются по коэффициенту загрузки. Для двухтрансформаторных подстанций коэффициент загрузки в аварийном режиме будет равен:

И он не должен превышать значения 1,4. Если превышает, значит предполагается отключение нагрузки третьей категории в этом цеху.

Все расчеты приведены в таблицах 1.6.

Табл. 1.6

Определение расчетной мощности КУ

№ п/п	№ ТП	расчетная нагрузка		Qку, кВАр	nку	Qн.ку, кВАр	полная нагрузка			nтр		Sном.р		Sн.тр, кВА		кз.н.ф		кз.ав
		Рр, кВт	Qр, кВАр				Qр',кВАр	Sр, кВА
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10		11		12		13		14
1	ТП-1

8. Расчет потерь трансформаторов цтп

Потери в ТП определяются активными потерями состоящими из потерь холостого хода Х.Х и КЗ и реактивными потерями состоящих из реактивных потер Активные и реактивные потери в ЦТП определяются по формулам [1]:

где К_з- коэффициент загрузки;

I_хх- ток КЗ в процентах;

U_кз-напряжение КЗ в процентах.

Активная и реактивная мощности с учетом потерь в ЦТП

кВт

квар

Полная мощность с учетом потерь в ЦТП:

кВ*А

Все данные расчета сведены в табл. 1.7.

Табл. 1.7

Расчет потерь трансформаторов ЦТП

№ ТП	Тип тр-ра	Sном.тр	n тр-ов	пасп. данные тр-ра					Кз		Кз²		ΔР, кВт		ΔQ, кВАр		Рр, кВт		Qр, кВАр		P'p, кВт		Q'p, кВАр		S'p, кВА
				ΔPx.x,кВт	ΔРк.з,кВт	Ix.x, %	Uк.з, %
2	3	4	5	6	7	8	9	10		11		12		13		14		15		16		17		18
ТП 1	ТМ	630	1	1,05	7,6	1,6	5,5	0,70121		0,49170		4,78694		27,1175		416,76		146,52		421,546		173,637		455,907

9. Выбор сечения кабелей распределительной сети

Технические факторы влияющие на выбор сечения:

1) выбор сечения по рабочему аварийному току

Принимаем минимальное допустимое сечение по нагреву S_н=70 мм².

2) выбор по экономической плотности тока

Выбираем сечение 95 мм².

Допустимая длина линии по потерям напряжения. Расстояние от подстанции энергосистемы 14,5 км

3) по потере напряжения

В

Принимаем сечение по потерям напряжения:

S_U, мм².

Принимаем провод АС-95 по [3].