3)
4)
5)    r0=1,94 Ом/км х0=0,067Ом/км
6)    
15,533В 19В-условие выполняется
2.1.3. Выбор кабеля, питающего дом №1 и дом №2


2) Х0=0,06 Ом/км
 
3)
4)
5)    r0=0,443 Ом/км х0=0,061Ом/км
6)    13,601В 19В-условие выполняется
2.1.4. Выбор кабеля, питающего школу, д/сад, магазин, каттеджи и парикмахерскую


2) Х0=0,06 Ом/км
 
3)
4)
5)    r0=0,326 Ом/км х0=0,06Ом/км
6)    16,88В 19В-условие выполняется

3.                 Выбор плавких предохранителей для защиты электрических установок в сети 0.38 кВ
При выборе параметров предохранителей необходимо обеспечить выполнение следующих условий:
Uном.пр. ³ Uном                                                (3.1.)
где Uном.пр., Uном – номинальные напряжения предохранителя и сети, В;
 Iном.пр. ³ Iр                                              (3.2.)
где Iном.пр., Iр – номинальный ток предохранителя и расчётный ток, протекающий через защищаемый элемент сети, А;
Iпл.вст ³ Iр                                                  (3.3.)
где Iпл.вст – номинальный ток плавкой вставки, А.
Еще одно условие выбора предохранителей – обеспечение селективности защиты сети, позволяющее отключать только повреждённые участки, оставляя остальные участки в работе. В разветвленной сети для обеспечения селективности ближайшие к источнику питания участки сети должны иметь вставки предохранителей на одну или две ступени больше, чем вставки более удаленных предохранителей.
Для предохранителя П1: (станки)

 Для предохранителя П2: (освещение)
А.
Выбираем плавкую вставку с Iпл.вст = 6 А. ³ Iр = 2.75 А
Для предохранителя П3: (насосная)

Выбираем плавкую вставку с Iпл.вст = 35 А. ³ Iр = 31,88 А.
Для предохранителя П4: (компрессорная)
 А.
Выбираем плавкую вставку с Iпл.вст = 200 А. ³ Iр = 185,51 А.
Для предохранителя П7: (коттеджи)
 А.
Выбираем плавкую вставку с Iпл.вст = 125 А. ³ Iр = 112,7 А.
Для предохранителя П8: (парикмахерская)
   А.
Выбираем плавкую вставку с Iпл.вст = 6 А. ³ Iр = 3.86 А.
 Для предохранителя П9: (дом)

Выбираем плавкую вставку с Iпл.вст = 300 А. Iпл.вст = 300 А. ³ Iр = 224,44 А
Для предохранителя П5: (коттеджи+школа+д/с+маг.+парик.)

Iпл.вст = 300 А. Iпл.вст = 300 А. ³ Iр = 257,15 А
Для предохранителя П6: (коттеджи+ парик.)

Iпл.вст = 125 А. Iпл.вст = 125 А. ³ Iр = 116,5 А

4.                 Выбор мощности трансформаторов
При наличии потребителей 1-й и 2-й категорий и отсутствии централизованного резерва трансформаторов главной понижающей подстанции выполняется двух-трансформаторными. При этом мощность каждого трансформатора определяется как:
Sном.тр ³ Sр / 2 × 0.7                                 (4.1.)
что соответствует при аварийном режиме выходе из строя одного из трансформаторов 40% перегрузке оставшегося в работе трансформатора в режиме максимальной нагрузки.
4.1. Выбор мощности трансформаторов двухтрансформаторной подстанции 10/0.38 кВ
кВА.
Согласно выражению (4.1.) получим:
Sном.тр ³ 466,422 / 2 × 0.7 = 333,159 кВА.
Выбираем трехфазные двухобмоточные трансформаторы 10/0.4 мощностью
Sном.тр = 400 кВА.
Таблица 1.
Параметры трехфазного двухобмоточного трансформатора 10/0.4 кВ

Номинальная мощность Sном (кВА)	uk,%	DPk (кВт)	DPхх (кВт)	DQхх (кВАр)	rt (Ом)	xt (Ом)
400	4.5	5.5-5.9	0.92-1.08	12.0	3.7	10.6

4.7.         Выбор мощности трансформаторов двухтрансформаторной подстанции 110/10 кВ
Sр2 =                                 (4.2.)
PА = 1000 кВт; cosj = 0.86; tgj = 0.593;
QА = PА × tgj = 1000 × 0.593 = 590 кВАр;
PВ = 850 кВт; cosj = 0.83; tgj = 0.67;
QВ = PВ × tgj = 850 × 0.67 = 571 кВАр;
PС = 29000 кВт; cosj = 0.8; tgj = 0.75;
QС = PС × tgj = 29000 × 0.75 = 21750 кВАр;
 = 424,65 + 1000 + 850 + 29000 = 31274,65 кВт.
   = 192,929 + 590 + 571 + 21750 = 23103,93 кВАр.
Согласно выражению (4.2.) получим:
Sр2 = = 38883,1кВА.
Согласно выражению (4.1.) получим:
Sном.тр ³ 38883,1/ 2 × 0.7 = 27773,64 кВА.
Выбираем трехфазные двухобмоточные трансформаторы 110/10 кВ мощностью: Sном.тр = 32000 кВА.
Таблица 2.
Параметры трехфазного двухобмоточного трансформатора 110/10 кВ

Номинальная мощность Sном (кВА)	uk,%	DPk (кВт)	DPхх (кВт)	DQхх (кВАр)	rt (Ом)	xt (Ом)
32000	10.5	145	35	240	1,87	43,5

5. Определение потерь активной мощности и энергии в местной сети
Потери мощности складываются из потерь мощности в линиях и в трансформаторах. Потери активной мощности в линии в кВт могут быть определены по следующим выражениям:
,      (5.1.)
где I,P,Q,S – ток, активная, реактивная и полная мощности, протекающие в линии, Uном, Rл – номинальное напряжение и активное сопротивление линии.
При определении суммарных потерь активной мощности в сети производится суммирование потерь мощности в отдельных ветвях:
,                                                (5.2.)
где индекс k равен числу ветвей в схеме сети.
Потери активной мощности в трансформаторе можно определить по формуле:
,                                 (5.3.)
где DPст – потери мощности в стали, приближенно равные потерям холостого хода трансформатора;
DPм - потери в меди трансформатора, которые могут приниматься равными потерям короткого замыкания;
Sр, Sном - расчетная нагрузка и номинальная мощность трансформатора.
При двух параллельных трансформаторах выражение (5.3.) запишется как:
,                        (5.4.)
Для определения годовых потерь энергии в линиях суммарные потери мощности в линиях должны быть умножены на время потерь t :
DАSл = DРSл × t,                                       (5.5.)
которое зависит от времени использования максимальной нагрузки Ти и может быть определено по формуле:
t = (0.124 + Ти / 10000)2 × 8760.                                  (5.6.)
Годовые потери энергии в параллельных трансформаторах определяются как
,                      (5.7.)
Суммарные потери энергии складываются из потерь энергии в линиях и трансформаторах:
DАS = DАSл + DАSt                                           (5.8.)
Зная стоимость 1 кВт×ч электроэнергии с, можно оценить стоимость потерь электроэнергии в течение года:
C =DАS × c, руб                                 (5.9.)

*0,443*160=13,543кВт
*1,94*45=3,3кВт
*0,443*100=6,640кВт
*0,326*190=25,219кВт


В 2-х параллельных трансформаторах:

Годовые потери энергии в линиях
DАSл = DРSл × t

Годовые потери энергии в трансформаторах  

Суммарные потери энергии

Стоимость потерь


6. Расчет замкнутой электрической сети
6.1. Определение перетоков мощности и токов на участках замкнутой электрической сети
На первом этапе расчёта замкнутая электрическая сеть разрезается по источнику питания и заменяется сетью с двухсторонним питанием.
Активная и реактивная мощности, передаваемые от первого источника питания И1 при неучёте потерь мощности в сети, определяются как
,                    (6.1.)
где Pi и Qi – активная и реактивная мощности i-й расчётной нагрузки;
li -И2 – расстояние от i-й нагрузки до второго источника питания;
 lИ1 -И2 – расстояние между источниками питания;
n – число нагрузок.
Определяются перетоки мощности на участках сети с двухсторонним питанием с использованием первого закона Кирхгофа:
pИ1-а + j × qИ1-а = pИ1 + j × qИ1
pа-б + j × qа-б = pИ1-а + j × qИ1-а – Pа – j × Qa
pб-в + j × qб-в = pа-б + j × qа-б – Pб – j × Qб                 (6.2.)
pв-И2 + j × qв-И2 = pб-в + j × qб-в – Pв – j × Qв = pИ2 + j × qИ2
Если в процессе расчёта значение активного или реактивного перетока становится отрицательным, это означает, что найдена точка токораздела соответственно активной или реактивной мощности, в которой нагрузка получает питание с двух сторон.
По значениям активного и реактивного перетоков определяются полные мощности перетоков как
,                                         (6.3.)
а по ним значения токов на участках сети
,                                     (6.4.)
6.2. Определение сечения провода кольцевой сети по экономической плотности тока
Сечение проводов sэк (экономическое сечение провода) по экономической плотности тока jэк, которая является нормированным обобщенным показателем, приближенно соответствующим минимуму приведённых затрат на сооружение и эксплуатацию линии находится как:
,                                            (6.5.)
где Iр – расчетный ток линии, определенный по формуле (6.4.);
 значение jэк (А/мм2) зависит от времени использования максимальных нагрузок, типа линии и района её прокладки, в курсовом проекте принимается jэк =1,1 (А/мм2).
Если сечение провода на всех участках сети нужно выбрать одинаковым, то в (6.5.) в качестве Iр должен использоваться эквивалентный ток Iэкв, при котором потери мощности будут такими же, как и при расчётных токах на участках кольцевой сети, определенных по (6.4.).
Эквивалентный ток определяется как
,                                           (6.6.)
где индекс i соответствует номеру участка кольцевой сети;
 Iрi и li – значение тока на i-м участке и длина i-го участка;
 lИ1-И2 – расстояние между источниками питания.
Выбираем ближайшее к sэк  табличное значение сечения провода как:
sтабл  sэкв                                                (6.7.)
и определяем для него активное R0 и индуктивное X0 удельные сопротивления провода, а также допустимый ток по нагреву Iдоп.
Проверяем выполнение условия:
Imax £ Iдоп                                                 (6.8.)
где Imax – соответствует максимальному из токов источников питания. Если условие (6.8.) не выполняется, то необходимо выбрать провод большего сечения.
Расчёт:

1.
РА/
РВ/

Узел 2 – является точкой токораздела





2. Определение сечения провода кольцевой сети по экономической плотности тока


sтабл sэв
50мм2 47,8мм2
Параметры воздушной линии АС-50 R0=0.65 Ом/км X0=0.392 Ом/км
Imax £ Iдоп
91,328А £ 215А
Осуществляется проверка провода по допустимой потере напряжения, которая определяется в соответствии с (2.1.). Следует учесть при этом, что потери напряжения от протекания активной мощности (реактивной) мощности в активном (реактивном) сопротивлении на участках от источника питания до точки токораздела активной (реактивной) мощности будут одинаковыми.
При совпадении точек токораздела активной и реактивной мощностей потерю напряжения на участке от любого источника питания до этой точки необходимо сравнить с допустимой потерей напряжения
DU £ DUдоп                                               (6.9.)
При несовпадении точек токораздела необходимо определить потерю напряжения до точек токораздела как активной, так и реактивной мощности, выбрать максимальную и проверить выполнение условия (6.9.)
Проверить провод по допустимой потере напряжения в аварийном режиме. Наиболее тяжелым является аварийное отключение того связанного с источником питания провода, по которому передается большая мощность.
Потеря напряжения в разомкнутой сети с несколькими нагрузками, которая образуется в результате отключения провода у источника питания, определяется по выражению (2.1.), как рассмотрено в разделе 2.1.
Выбор сечения провода по экономической плотности тока выполним с помощью IS1 – программы.
Выбранное нами сечение не удовлетворяет условию, выбираем новую марку провода с сечением 120 мм2. АС-120: r=0.27Ом/км, х=0,365 Ом/км, Iдоп =375 А
суммарная длина линии
dl 18.000000
мощность источника питания
pi 1352.700000qi 820.039800
перетоки мощности на участках линии
pp,qp 1 1352.700000 820.039800 2 352.700100
230.039800 3 -497.299900 -340.960200 4
-921.950000 -533.889200
2точка токораздела активных мощностей
2точка токораздела реактивных мощностей
токи на участках линии
car 1 91.328390 2 24.311560 3
34.811920 4 61.509600
эквивалентный ток
care 52.579050
экономическое сечение провода 52.579050
потеря напряжения в нормальном режиме на участках линии
ul 1 199.363100 2 107.516100 3
129.360700 4 177.518400
максимальная потеря напряжения в нормальном режиме до точек активного и реактивного токораздела
 ua 306.879200
ur 306.879200
сечение провода r0= 2.700000E-01 x0= 3.650000E-01
аварийный режим
потеря U при аварийном отключении провода в конце 798.832900
потеря U при аварийном отключении провода в начале 1196.178000

7. Расчёт разомкнутой электрической сети с трансформаторами
Цель расчёта заключается в определении на основе информации о значении напряжения, а также значениях активной и реактивной мощностей в нагрузочном узле 2 схемы сети, показанной на рис.3(а), напряжений в узлах 1, а, б и перетоков мощности на отдельных участках сети. Вспомогательными являются задачи, связанные с определением параметров элементов схемы замещения электрической сети, показанной на рис.3(б). Номинальное напряжение нагрузочного и генераторного узлов полагается равными 10 кВ, а номинальное напряжение линии 220(110) кВ.

Рис.3. Схема двухцепной линии с трансформаторами по концам а) и её ехема замещения б).
Повышающий и понижающий трансформаторы Т1 и Т2 на схеме замещения представлены активным и индуктивным сопротивлениями, а поперечная проводимость трансформатора заменена постоянной нагрузкой (потерями активной и реактивной мощностей в стали трансформатора DPст +j× DQст , приближенно равными потерям холостого хода DPх+ +j× DQх):
Sст = DPст +j× DQст= DPх +j× DQх                               (7.1.)

7.1. Выбор сечения проводов двухцепной линии по экономической плотности тока
Для определения расчетного тока двухцепной линии:
,                                          (7.2.)
необходимо оценить протекающую по линии мощность, которая может быть определена как сумма нагрузки Pн +j× Qн и потери мощности DPt2 +j× DQt2 в трансформаторе Т2:
Pл +j× Qл = Pн +j× Qн+ DPt2 +j× DQt2.                         (7.3.)
Числитель выражения (7.2.) соответствует протекающей в линии полной мощности;
двойка в знаменателе делит эту мощность между параллельными ветвями;
Uл.ном – номинальное напряжение линии, равное 220(110) кВ.
Мощность трансформаторов Т1 и Т2 может быть выбрана одинаковой по мощности нагрузки двухцепной линии с трансформаторами и условию (4.1.). Для выбранных трансформаторов определяются, Приложение 7 [1]:
·        табличные значения активного rt и индуктивного xt сопротивлений трансформаторов, приведенные к стороне высокого напряжения трансформатора;
·        значения активных и реактивных потерь холостого хода DPх +j× DQх, которым полагаются равными потери в стали трансформатора DPст +j× DQст;
·        активные потери короткого замыкания трансформатора DPк , которым полагаются равными потери активной мощности в меди трансформатора DPм;
·        напряжение короткого замыкания трансформатора uк в процентах, использующееся при вычислении реактивных потерь короткого замыкания:
                                            (7.4.)