2.5. Выбор вариантов номинальных напряжений сети

Одновременно со схемой электроснабжения выбирается и на­пряжение проектируемой сети. При выборе номинальных напряже­ний выше 1000 В принимаются во внимание мощности и номинальные напряжения потребителей, расстояния их до источников пи­тания.

В результате анализа суточных графиков активной нагрузки потребителей (Приложение 2) и известного коэффициента мощности определяется расчетная нагрузка – наибольшая полная мощность (кВА) за промежуток времени, не менее 30 минут:

, (2.1)

де  активная мощность потребителя, равная наибольшему значению за 30 минут, определяется по графику нагрузки, кВт; cos - коэффициент мощности.

Выбор напряжения сети главным образом определяется эконо­мическими факторами. При увеличении номинального напряжения сети капитальные затраты на ее сооружение (включая стоимости подстанций) возрастают. При этом за счет снижения потерь энергии уменьшаются годовые эксплуатационные расходы. Поэтому для выбора напряжения необходимо произвести технико-экономическое сравнение вариантов сети различных напряжений.

Практически, для проектировании электрических сетей число вариантов напряжений ограничивается не более чем тремя, в зависимости от существующих напряжений источников питания. В данном курсовом проекте рекомендуется сравнить два варианта 6(10)кВ и 35 кВ или 35 и 110 кВ.

При выборе напряжения сети следует иметь в виду, что но­минальное напряжение отдельных линий (ответвлений) может от­личаться от номинального напряжения кольцевой или магистраль­ной линий. В таких случаях при номинальном напряжении кольце­вой (магистральной) линии, равном 110 кВ, с целью уменьшения числа трансформаторов на подстанции целесообразно использовать трехобмоточные трансформаторы 110/35/10 кВ.

Расчёт напряжения производиться по формуле Шнелля:

, (2.2)

где P  мощность потребителя, МВт; L  расстояние (длина линии) между источником и потребителем, км.

Полученное значение напряжения округляется до ближайшего большего из ряда принятых номинальных напряжения.

Например, расчетное значение 4,5 кВ округляется до 6 кВ; 7,5 кВ – до 10 кВ; 22 кВ – до 35 кВ и т.д.

2.6. Электрический расчет сети и выбор сечения проводов на участках сети для нормального режима

Электрический расчет, целью которого является выбор сече­ний проводов на участках сети, производится для режима максимальных нагрузок.

Наиболее сложным является расчет кольцевых или магист­ральных с двухсторонним питанием сетей. Для расчета распределе­ния мощностей по участкам сети в таких сетях полагают, что все линии выполнены проводом одной и той конфигурации сечения, т.е. обладают на всех участках одинаковыми активными и реак­тивными сопротивлениями на единицу длины линии. Далее можно определить значение активных и реактивных мощностей на головных участках линии.

Далее на основании закона сохранения энергии, зная мощ­ность, передаваемую по главному участку, и мощность потребите­ля, подключенного в конце головного участка, можно определить мощность, передаваемую по следующему участку. Аналогично опре­деляются максимальные значения активных и реактивных мощностей на всех участках сети. Результаты расчетов следует нанести на упрощенную схему линии.

На линиях напряжением свыше 1000 В, как правило, применяются сталеалюминиевые провода марки АС; алюминиевые провода марки А могут при­меняться при напряжениях до 10 кВ.

Сечения проводов электрической сети должны быть выбраны таким образом, чтобы они соответствовали оптимальному соотно­шению между капитальными затратами на сооружение линий, увеличивающимися при повышении сечений проводов, и расходами, связанными с потерями энергии, уменьшающимися при увеличении сечений проводов.

Для этого, согласно ПУЭ, сечения проводов рассчитывают по экономической плотности тока:

, (2.3)

где  рабочий ток в часы максимума энергосистемы, А;  нормированное значение экономической плотности тока, , выбирается из таблицы Приложения 8 по расчетному числу часов использования максимальной нагрузки:

, (2.4)

гле  годовое количество используемой потребителем электроэнергии, кВтч;  максимальная нагрузка, определяемая по графику нагрузки, кВт;  номинальное напряжение сети, кВ.

Сечение, получаемое по формуле (2.3), округляется до ближайшего большего стандартного (см. таблицу Приложения 4) и проверяется по:

 условию нагрева:

, (2.5)

где  длительно допустимый ток нагрузки, соответствующий выбранному сечению провода (Приложение 5), А;  рабочий ток в часы максимума энерго-системы, А; нормированная температура провода, ; расчётная температура среды; условная температура среды, .

 по допустимым потерям напряжения:

, (2.6)

где  рабочий ток в часы максимума энергосистемы, А;  длина линии, км;  коэффициенты мощностей, о.е.; ,  значения соответственно активного и реактивного сопротивлений на единицу длины для воздушных, кабельных и других линий при рабочей температуре, Ом/км;  удельная проводимость;  номинальное напряжение сети, кВ.

 по механической прочности: сечение выбирается не менее 50 кв.мм.

 по условию потерь на корону (для сетей с кВ):

Условие короны выражается формулой:

, (2.7)

где Е_max – наибольшая напряженность электрического поля у поверхности любого провода при среднем эксплуатационном напряжении; Е₀ – напряженность электрического поля, соответ­ствующая появлению общей короны.

Значения Е_max и Е₀ зависят от диаметра провода:

. (2.8)

Поскольку диаметры и сечения проводов связаны между со­бой, выбор (проверка) проводов по условию короны может быть осуществлен по соотношению:

, (2.9)

где – допустимое минимальное сечение, принимается в соответствии с таблицей 2.5.6 главы 2.5 ПУЭ.

В соответствии с ГОСТом 839-74 по условиям механической прочности потерь на корону минимальный диаметр проводов равен 11,4 мм, что соответствует проводу АС-70.

При невыполнении вышеизложенных условий сечения проводов увеличиваются до следующего большего стандартного значения.