Подставляя значение напряжения 10 кВ в формулу (3.9), получаем расчетный ток для линии л1

А.

Расчетные нагрузки линии Л7 определяются только расчетными нагрузками подстанции ТП1 и потерями мощности в ее трансформаторах, т.е.

Р_{р Л7} = Р_рТП1 + ΔР_ТП1 = 1175 + 13,6 = 1189кВт,

Q_{р Л7} = Q_сТП1 + ΔQ_ТП1 = 386 +70 = 456 квар,

tgφ_ест = Q_рЛ7 / Р_рЛ7 = 456 / 1189 = 0,38,

квар,

кВ·А,

А.

Принципиальная схема внутризаводского электроснабжения приведена на рисунке 3.3.

Аналогично определяются расчетные нагрузки остальных линий, а расчет приведен в таблице 3.5.

Рисунок 3.3 – Схема внутризаводского электроснабжения

Таблица 3.5 – Определение расчетных нагрузок линий распределительной сети напряжением 10 кВ

Номер линии	Назначение линии	Расчетные нагрузки		tgφ	Q′ку, квар	n×Qном, квар	Q′с, квар	SрЛ, кВ·А	Iр..max, А
		РрЛ, кВт	QрЛ, квар						10 кВ
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Л1	ГПП-ТП4	3085	1208	0,39	185	—	—	3313	192
Л2	ГПП-ТП9*	5909	2228	0,38	295	—	—	6315	365
Л3	ГПП-ТП5	3170	1192	0,37	146	—	—	3387	196
Л4	ТП5-ТП6	1585	596	0,376	73	—	—	1694	98
Л5	ГПП-ТП7	3170	1192	0,37	146	—	—	3387	196
Продолжение таблицы 3.5
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Л6	ТП7-ТП8	1585	596	0,376	73	—	—	1694	98
Л7	ТП4-ТП1	1189	456	0,38	59	—	—	1274	74
Л8	ГПП-ТП2	2657	932	0,35	53	—	—	2816	163
Л9	ТП2-ТП3	1329	466	0,35	26	—	—	1408	82
Всего					825	—	—

Суммарная мощность компенсирующих устройств по схеме со стороны высшего напряжения подстанций, равная 825 квар, поэтому на ГПП необходимо установить дополнительно две конденсаторные установки мощностью по 450 квар каждая (по одной на каждую секцию).

Чтобы выбрать сечения линий с учетом проверки их на термическую устойчивость и тип выключателей на вводах в ЗРУ ГПП напряжением 10 кВ, а также на линиях, отходящих от шин 10 кВ ГПП, необходимо определить токи короткого замыкания в соответствующих точках сети.

3.4 Расчет токов короткого замыкания

Расчет токов короткого замыкания для выбора и проверки выключателей и кабелей, отходящих от шин 10 кВ ГПП, производится в точке К2 для системы электроснабжения 35/10.

3.4.1Вариант 35/10. Расчетная схема и схема замещения для данного варианта приведены на рисунках 3.3 и 3.4 соответственно.

Рисунок 3.3 – Расчетная схема

Рисунок 3.4 — Схема замещения

Определяем базисный ток в точке К2 на шинах 10 кВ ГПП, который равен

I_б ==кА.

Определяем неизвестные активные и индуктивные сопротивления схемы замещения в относительных базисных единицах [10]:

— воздушной линии напряжением 35 кВ по формулам:

, (3.8)

; (3.9)

— трансформатора ГПП по формулам:

, (3.10)

. (3.11)

Определяем результирующие сопротивления х_∑2 и r_∑2 до точки К2, которые составляют

х_∑2 = х_с + х_т^в + х_л + х_т.гпп =0,6 + 2,69 + 2,92 + 5 = 11,21,

r_∑2 = r_л + r_т = 1,23 + 0,35 = 1,58.

Начальное значение периодической составляющей тока трехфазного КЗ в точке К2 определяется по формуле (2.6)

кА.

Минимальное сечение по термической устойчивости определяется по формуле

, (3.12)

где В_к — расчетный тепловой импульс, А²∙с;

С — функция, значение которой для кабелей с алюминиевыми жилами

при номинальном напряжении 10 кВ равна 94 А∙с^1/2/мм² [10].

Тепловой расчетный импульс определяется по формуле

В_к = I²_п0(t_отк + Т_а), (3.13)

где t_отк — время отключения, равное сумме времени действия релейной

защиты t_р.з и времени отключения выключателя t_отк.В, с;

Т_а — постоянная времени затухания цепи, с.

Постоянная времени затухания определяется по формуле

Т_а = . (3.14)

Подставляя известные значения в формулу (3.14), получаем

Т_а = 11,21 / 314· 1,58 = 0,0226 с.

Время отключения t_отк, с, в точке К2 принимаем равным 0,4 с.

В соответствии с формулой (3.15) тепловой импульс равен

В_к = 4900² · (0,4 + 0,0226) = 10146626 А²∙с.

Тогда минимальное сечение кабеля по термической устойчивости по формуле (3.12) равно

Округляя полученное сечение до ближайшего стандартного большего, получаем минимальное сечение по термической устойчивости, равное 35 мм².

3.4.1 Выбор выключателей конца питающих линий и линий, отходящих от шин 10 кВ ГПП. Выбор выключателей в этом разделе также производится упрощенно по условиям (2.1), при этом отключающая способность всех выключателей будет одна и та же. Расчетной точкой КЗ является точка К2.

Предварительно выбираем выключатели Q3, Q4, Q5 и выключатели линий, отходящих от ГПП:

— для Q3, Q4, Q5 – ВВ/TEL -10-1600-20У3

U_{В ном} = 10 кВ = U_{уст.ном} = 10 кВ,

I _{В ном} = 1600 А > I_р.max = 1281 А,

I_{ном.отк} = 20 кА > I_р.отк = 4,9 кА;

— для выключателей отходящих от ГПП линий – ВВ/TEL -10-630-12,5У3

U_{В ном} = 10 кВ = U_{уст.ном} = 10 кВ,

I _{В ном} = 630 А > I_р.max = 365 А,

I_{ном.отк} = 12,5 кА > I_р.отк = 4,9 кА.

Максимальный расчетный ток, протекающий через вводные и секционный выключатели Q3, Q4, Q5 I_р.max, А, определяется по формуле (2.4) и равен

А.

Номинальный ток для отходящих от шин ГПП выключателей, принят равным 630 А, исходя из того, что самый большой ток имеет линия Л2, равный 365 А, а токи остальных линий меньше.

Расчет тока и мощности | ИП Субботин

Для расчета цепи трехфазного переменного тока и выбора параметров элементов сети, необходимо знать расчетное значение потребляемой активной мощности. Напомним, что физически активная мощность представляет собой энергию, которая выделяется в единицу времени в виде теплоты на активном сопротивлении участка цепи. Единица активной мощности — Вт.

Иногда, в паспорте (или на шильдике) электрооборудования может быть указано значение полной мощности, которая больше активной мощности на величину коэффициента мощности (косинуса фи).

Ниже приведены онлайн калькуляторы для расчета тока и мощности в однофазной сети 220 В или трехфазной сети 380 В, 6 кВ и 10 кВ.

При определении Расчетной мощности или тока нагрузки должны учитываться единичные номинальные мощности или потребляемые токи всех электроприемников и потери мощности в питающих линиях. Номинальные (ещё их называют установленные) мощности указывают в паспортах электроустановок.

Значения коэффициента реактивной мощности зависят от параметров подключаемых электроприемников. В наших онлайн калькуляторах используются самые распространенные значения, в соответствии с действующими нормами и правилами.

Расчет трехфазного и однофазного тока по мощности

При выборе номинального тока защитного коммутационного аппарата (например, автоматического выключателя), необходимо полученное значение расчетного тока округлить к ближайшему большему току по принятому в нашей стране ряду номинальных токов выключателей.

При выборе номинального первичного тока трансформатора тока, также необходимо округлить полученное значение расчетного тока к ближайшему большему току по ряду номинальных токов трансформаторов.

Расчет трехфазной и однофазной мощности по току

Максимальная мощность присоединяемых энергопринимающих устройств, указываемая в технических условиях на технологичкеское присоединение, это мощность, которую могут потреблять из сети элекроприемники при их максимальной единовременной загрузке.

Величина максимальной мощности больше расчетной мощности, так как она не учитывает Коэффициенты спроса и одновременности.

Так, например, абонентам, имеющим однофазный ввод 220 В с максимальной мощностью 5 кВт и вводной коммутационный аппарат на 25 А, получив технические условия на увеличение максимальной мощности до трехфазных 15 кВт, также необходим вводной автоматический выключатель на 25 А, но уже трехфазный, на 380 В.

Наша строительная компания оказывает услуги по проектированию электроснабжения (в том числе временного и резервного) жилых, общественных и промышленных зданий. В составе проекта обязательно должен быть раздел по расчету электрических нагрузок. Предлагаем вам пример расчета электрических нагрузок садового товарищества на территории которого 229 земельных участков, который был выполнен нашей компанией в 2016 году: пример расчета.

Также, мы берем на себя все функции по выполнению строительно-монтажных работ (см. страницу Электромонтажные работы).

Если у вас остались вопросы, наши специалисты с радостью вам помогут. Позвоните нам прямо сейчас по телефону +7 (903) 137-59-05, или воспользуйтесь формой обратной связи.

Пример выбора сечения кабеля на напряжение 10 кВ

Требуется выбрать сечение кабеля на напряжение 10 кВ для питания трансформаторной подстанции 2ТП-3 мощностью 2х1000 кВА для питания склада слябов на металлургическом комбинате в г. Выкса Нижегородская область. Схема электроснабжения представлена на рис.1. Длина кабельной линии от ячейки №12 составляет 800 м и от ячейки №24 составляет 650 м. Кабели будут, прокладываться в земле в трубах.

Таблица расчета электрических нагрузок по 2ТП-3

Наименование присоединения	Нагрузка			Коэффициент мощности cos φ
	Активная, кВт	Реактивная, квар	Полная, кВА
2ТП-3 (2х1000 кВА)	955	590	1123	0,85

Трехфазный ток КЗ в максимальном режиме на шинах РУ-10 кВ составляет 8,8 кА. Время действия защиты с учетом полного отключения выключателя равно 0,345 сек. Подключение кабельной линии к РУ осуществляется через вакуумный выключатель типа VD4 (фирмы Siemens).

Рис.1 –Схема электроснабжения 10 кВ

Расчет

Сечение кабельной линии на напряжение 6(10) кВ выбирают по нагреву расчетным током, проверяют по термической стойкости к токам КЗ, потерям напряжения в нормальном и послеаварийном режимах.

Выбираем кабель марки ААБлУ-10кВ, 10 кВ, трехжильный.

1. Определяем расчетный ток в нормальном режиме (оба трансформатора включены).

где:
n – количество кабелей к присоединению;

2. Определяем расчетный ток в послеаварийном режиме, с учетом, что один трансформатор отключен:

3. Определяем экономическое сечение, согласно ПУЭ раздел 1.3.25. Расчетный ток принимается для нормального режима работы, т.е. увеличение тока в послеаварийных и ремонтных режимах сети не учитывается:

Jэк =1,2 – нормированное значение экономической плотности тока (А/мм2) выбираем по ПУЭ таблица 1.3.36, с учетом что время использования максимальной нагрузки Тmax=6000 ч.

Сечение округляем до ближайшего стандартного 35 мм2.

Длительно допустимый ток для кабеля сечением 3х35мм2 по ПУЭ,7 изд. таблица 1.3.16 составляет Iд.т=115А > Iрасч.ав=64,9 А.

4. Определяем фактически допустимый ток, при этом должно выполняться условие Iф>Iрасч.ав.:

Коэффициент k1, учитывающий температуру среды отличающуюся от расчетной, выбираем по таблице 2.9 [Л1. с 55] и таблице 1.3.3 ПУЭ. Учитывая, что кабель будет прокладываться в трубах в земле. По таблице 2-9 температура среды по нормам составляет +25 °С. Температура жил кабеля составляет +65°С, в соответствии с ПУЭ, изд.7 пункт 1.3.12.

Определяем по СНиПу 23-01-99 таблица 3, фактическую температуру среды, где будет прокладываться кабель, в моем случае г. Выкса. Средняя годовая температура составляет — +3,8°С.

По ПУЭ таблица 1.3.3 выбираем коэффициент k1 = 1,22.

Коэффициент k2 – учитывающий удельное сопротивление почвы (с учетом геологических изысканий), выбирается по ПУЭ 7 изд. таблица 1.3.23. В моем случае поправочный коэффициент для нормальной почвы с удельным сопротивлением 120 К/Вт составит k2=1.

Определяем коэффициент k3 по ПУЭ таблица 1.3.26 учитывающий снижение токовой нагрузки при числе работающих кабелей в одной траншее (в трубах или без труб), с учетом, что в одной траншее прокладывается один кабель. Принимаем k3 = 1.

Определив все коэффициенты, определяем фактически допустимый ток:

5. Проверяем кабель ААБлУ-10кВ сечением 3х35мм2 по термической устойчивости согласно ПУЭ пункт 1.4.17.

где:

• Iк.з. = 8800 А — трехфазный ток КЗ в максимальном режиме на шинах РУ-10 кВ;
• tл = tз + tо.в =0,3 + 0,045 с = 0,345 с — время действия защиты с учетом полного отключения выключателя;
• tз = 0,3 с – наибольшее время действия защиты, в данном примере наибольшее время срабатывания защиты это в максимально-токовой защиты;
• tо.в = 45мс или 0,045 с — полное время отключения вакуумного выключателя типа VD4;
• С = 95 — термический коэффициент при номинальных условиях, определяемый по табл. 2-8, для кабелей с алюминиевыми жилами.

Сечение округляем до ближайшего стандартного 70 мм2.

6. Проверяем кабель на потери напряжения:

6.1 В нормальном режиме:

где:
r и x — значения активных и реактивных сопротивлений определяем по таблице 2-5 [Л1.с 48].

Для кабеля с алюминиевыми жилами сечением 3х70мм2 активное сопротивление r = 0,447 Ом/км, реактивное сопротивление х = 0,086 Ом/км.

Определяем sinφ, зная cosφ. Вспоминаем школьный курс геометрии.

Если Вам не известен cosφ, можно определить для различных электроприемников по справочным материалам табл. 1.6-1.8 [Л3, с 13-20].

6.2 В послеаварийном режиме:

Из расчетов видно, что потери напряжения в линии незначительные, следовательно, напряжение у потребителей практически не будет отличаться от номинального.

Таким образом, при указанных исходных данных выбран кабель ААБлУ-10 3х70.

Для удобства выполнения выбора кабеля всю литературу, которую я использовал в данном примере, Вы сможете скачать в архиве.

Читать еще: «Пример выбора кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена»

Литература:

• 1. Проектирование кабельных сетей и проводок. Хромченко Г.Е. 1980 г.
• 2. СНиП 23-01-99 Строительная климатология. 2003 г.
• 3. Расчет и проектирование систем электроснабжения объектов и установок. Кабышев А.В, Обухов С.Г. 2006 г.
• 4. Правила устройства электроустановок (ПУЭ). Седьмое издание. 2008г.

3.3 Определение расчетных нагрузок линий распределительной сети напряжением 10 кВ

Расчетные нагрузки распределительной сети определяются по величинам расчетных нагрузок на шинах низшего напряжения ТП с учетом потерь мощности в трансформаторах и компенсации реактивной мощности со стороны высшего напряжения трансформаторов цеховых ТП.

Потери активной мощности в одном понизительном трансформаторе с высшим напряжением 10 кВ ∆Р, кВт, определяются по формуле

. (3.5)

Потери реактивной мощности в трансформаторе ∆q, квар определяются по формуле

, (3.6)

где I_хх — ток холостого хода трансформатора, % [2];

U_кз — напряжение короткого замыкания, % [2].

Ниже приводится пример расчета потерь активной и реактивной мощностей в трансформаторах цеховой подстанции ТП1, на которой установлены два трансформатора мощностью по 1000 кВ·А.

Подставляя значения потерь холостого хода ∆Р_хх, кВт, и потерь короткого замыкания ∆Р_кз, кВт, принятые из справочных данных для рассматриваемого трансформатора в формулу (3.5), получаем значение активных потерь в двух трансформаторах ТП1

кВт.

Подставляя справочные значения I_хх, %, и U_кз, %, в формулу (3.6), получаем значение реактивных потерь в двух трансформаторах ТП1

квар.

Расчет потерь мощности в трансформаторах для остальных ТП проводится аналогично. Результаты расчетов приведены в таблице 3.4.

Далее определяются расчетные нагрузки линий распределительной сети с учетом компенсации реактивной мощности со стороны высшего напряжения трансформаторов цеховых ТП, для чего составляется принципиальная схема внутризаводского электроснабжения, представленная на рисунке 3.2.

Рисунок 3.2 – Размещение трансформаторных подстанций и линий распределительной сети внутризаводского электроснабжения

Ниже приводится пример расчета нагрузок для магистрали ГПП-ТП4 и ТП4-ТП1. Сначала определяются расчетные нагрузки линии Л1, а затем линии Л7.

Таблица 3.4 – Определение потерь мощности в трансформаторах цеховых подстанций

Ном. ТП	n×Sт.ном	Справочные данные трансформаторов				кз	кз.ав	∆Р2т, кВт	∆Q2т, квар
		∆Рхх, кВт	∆Ркз, кВт	Iхх, %	Uкз, %
ТП1	2×1000	2,1	12,2	1,4	5,5	0,62	0,3844	13,6	70
ТП2	2×1000	2,1	12,2	1,4	5,5	0,68	0,4624	15,5	79
ТП3	2×1000	2,1	12,2	1,4	5,5	0,68	0,4624	15,5	79
ТП4	2×1600	2,8	18	1,3	5,5	0,62	0,3844	19,4	109
ТП5	2×1600	2,8	18	1,3	5,5	0,64	0,4096	20,3	114
ТП6	2×1600	2,8	18	1,3	5,5	0,64	0,4096	20,3	114
ТП7	2×1600	2,8	18	1,3	5,5	0,64	0,4096	20,3	114
ТП8	2×1600	2,8	18	1,3	5,5	0,64	0,4096	20,3	114
ТП9*	2×6300	8,33	46,5	0,8	6,5	0,49	0,2401	39	297

Расчетные нагрузки линии Л1 состоят из расчетных нагрузок подстанции ТП4, ТП1 и потерь мощности в их трансформаторах, то есть:

— активная

Р_{р Л1} = Р_рТП4 + ΔР_ТП4 + Р_рТП1 +ΔР_ТП1 = 1877 + 19,4 + 1175 + 13,6 = 3085 кВт;

— реактивная (в формулу подставляется реактивная мощность, передаваемая по сети до ТП4 и ТП1 из таблицы 3.2)

Q_{р Л1} = Q_сТП4 + ΔQ_ТП4 + Q_сТП1 + ΔQ_ТП1 = 643 + 109 + 386 +70 = 1208 квар.

Значение естественного коэффициента реактивной мощности tgφ_ест со стороны высшего напряжения трансформаторов равно

tgφ_ест = Q_рЛ1 / Р_рЛ1 = 1208 / 3085 = 0,39.

Определяем потребную мощность компенсирующих устройств со стороны высшего напряжения трансформаторов Q^’_ку, квар по формуле (3.1), в которую подставляем значение Р_{р Л1}

квар.

Минимальная мощность высоковольтного компенсирующего устройства в соответствии с [5] равна 300 квар, поэтому для линии Л1 не целесообразно устанавливать компенсирующие устройства со стороны высшего напряжения трансформаторов вследствие малости потребной мощности компенсирующих устройств.

Следовательно, полная расчетная нагрузка линии Л1 равна

кВА.

Расчетный максимальный ток в линии определяется по формуле

. (3.7)

Пример выбора сечения кабеля 10кВ

Выбор кабелей 10 кВ немного отличается от выбора кабелей 0,4 кВ. Здесь есть некоторые особенности, о которых нужно знать. Также хочу представить свою очередную вспомогательную программу, с которой выбор сечения кабелей 10 кВ станет проще.

Еще в далеком 2012 г у меня была статья: Как правильно выбрать сечение кабеля напряжением 6 (10) кВ? На тот момент я не владел теми знаниями, которые есть у меня сейчас, поэтому данная статья является дополнением.

Задача: выбрать кабель для питания трансформаторной подстанции 250 кВА. Расстояние от точки питания (РУ-10кВ, ТП проходного типа) до проектируемой КТП – 200 м. Объект в городской черте.

Первое, с чем необходимо определиться: тип кабеля.

Я решил применить кабель с изоляцией из сшитого полиэтилена.

Полезная информация из каталога:

Кабели марок ПвП, АПвП, ПвПу, АПвПу, ПвБП, АПвБП, в том числе с индексами «г», «2г», «гж» и «2гж» предназначены для эксплуатации при прокладке в земле независимо от степени коррозионной активности грунтов. Допускается прокладка этих кабелей на воздухе, в том числе в кабельных сооружениях, при условии обеспечения дополнительных мер противопожарной защиты, например, нанесения огнезащитных покрытий.

Прокладка одножильного кабеля в стальной трубе не допускается.

Кабели указанных марок с индексами «г», «2г», «гж» и «2гж» предназначены для прокладки в земле, а также в воде (в несудоходных водоемах) — при соблюдении мер, исключающих механические повреждения кабеля.

Кабели марок ПвПу, АПвПу, ПвБП, АПвБП, в том числе с индексами «г», «2г», «гж» и «2гж» предназначены для прокладки на сложных участках кабельных трасс, содержащих более 4 поворотов под углом свыше 30 градусов или прямолинейные участки с более чем 4 переходами в трубах длиной свыше 20 м или с более чем 2 трубными переходами длиной свыше 40 м.

Кабели марок ПвВ, АПвВ, ПвВнг-LS, АПвВнг-LS, ПвБВ, АПвБВ, ПвБВнг-LS, АПвБВнг-LS могут быть проложены в сухих грунтах (песок, песчано-глинистая и нормальная почва с влажностью менее 14%).

Кабели марок ПвВнг-LS, ПвБВнг-LS могут быть использованы для прокладки во взрывоопасных зонах классов В-I, B-Ia; кабели марок АПвВнг-LS,

АПвБВнг-LS – во взрывоопасных зонах В-Iб, В-Iг, B-II, B-IIa.

Кабели предназначены для прокладки на трассах без ограничения разности уровней.

Исходя из рекомендаций, выбор мой остановился на АПвБП. В этой статье не буду рассматривать стоимость различных марок кабелей.

Далее нам необходимо определиться с сечением кабеля.

Сечение кабеля 6 (10) кВ выбирают на основании расчетного тока линии, длины линии, тока трехфазного КЗ на шинах питания, времени срабатывания защиты, материала изоляции и жилы кабеля.

Основные проверки, которые нужно выполнить при выборе сечения кабеля 6 (10) кВ:

1 Проверка кабеля по длительно допустимому току.

2 Проверка кабеля по экономической плотности тока.

3 Проверка кабеля по термической устойчивости току трехфазного КЗ.

4 Проверка по потере напряжения (актуально для больших длин).

5 Проверка экрана кабеля на устойчивость току двухфазного КЗ (при наличии).

Для упрощения выбора сечения кабеля я сделал программу: расчет сечения кабеля 6 (10) кВ.

Внешний вид программы:

Программа для расчета сечения кабеля 6 (10)кВ

Более подробно о программе и выборе сечения кабеля смотрите в видео:

Выбор сечения кабеля:

Изначально выбираем кабель по расчетному току: АПвБП- (3×35) 16.  Расчетный ток в нашем примере всего около 15 А. По экономической плотности тока выходит и вовсе 10 мм2.

При проверке кабеля на термическую устойчивость минимальное сечение получается 29 мм2. Здесь стоит отметь, ток трехфазного КЗ я принял 10 кА, т.к. сейчас в отпуске и нет возможности запросить данное значение в РЭСе, а в ТУ не указано. Согласно ТУ необходимо предусмотреть КСО с выключателем нагрузки (для установки в подключаемой ТП). Выключатель нагрузки я применил с предохранителями типа ПКТ на 40 А.

Согласно время-токовой характеристике предохранителя ПКТ, время отключения составит не более 0,01 с. Я решил перестраховаться и принял время 0,1 с.

ВТХ ПКТ

Для расчета потери напряжения можно использовать программу: расчет потери напряжения в трехфазных сетях с учетом индуктивного сопротивления. В моем случае нет смысла проверять кабель на потери напряжения.

Экран выбранного кабеля способен выдержать ток двухфазного КЗ.

На основании всех расчетов и с учетом того, что ток трехфазного КЗ мне пришлось принять самому я решил подстраховаться и выбираю кабель АПвБП- (3×50) 16, за что от вас получу справедливую критику Попытаюсь запросить дополнительную информацию в РЭСе и сделаю новый расчет, который с этой программой займет пару минут.

Скачать статью: Особенности расчетов электрокабелей высокого напряжения.

На подготовку данного материала у меня ушло около двух дней. Но, с этими знаниями вы сможете сделать подобную программу значительно быстрее.

P.S. Условия получения всех программ смотрите на странице МОИ ПРОГРАММЫ.

Советую почитать:

4 Расчет электрических нагрузок 10 кВ

4.1 Расчет электрических нагрузок потребителей на стороне 10 кВ

Расчетные нагрузки высоковольтных потребителей определяем по выражениям:

где – полная расчетная мощностьi-ого потребителя, кВА;

– расчетная активная мощностьi-ого потребителя, кВт;

– расчетная реактивная мощностьi-ого потребителя, квар;

– номинальная мощностьi-ого потребителя, кВт;

– числоi-ых потребителей, шт.;

– коэффициент использованияi-ого потребителя.

Результат записываем в таблицу 4.1.

Таблица 4.1 – Результаты расчета нагрузок потребителей на стороне 10 кВ

Тип ЭП		, кВт (, кВА)				, кВт	, квар	, кВА
Литейный цех
Дуговые печи	2	2500	0,75	0,9	0,48	3750	1800	4159,63
Индукционные печи	2	500	0,7	0,35	2,67	700	1869	1995,8
Итого						4450	3669	6155,43
Компрессорная
Компрессоры	2	400	0,7	0,85	0,62	560	347,2	658,9
	1	630	0,7	0,85	0,62	441	273,42	518,88
	1	1000	0,7	0,85	0,62	700	434	823,62
Итого						1701	1054,62	2001,4

4.2 Расчет потерь в цеховых трансформаторах

Для расчета потерь мощности в трансформаторах используем их паспортные данные (таблица 3.2).

Активные потери в трансформаторах j-ого цеха определяем по выражению:

,

(4.4)

где – число трансформаторовj-ого цеха, шт.;

– потери холостого хода трансформатораj-ого цеха, кВт;

– потери короткого замыкания трансформатораj-ого цеха, кВт;

– фактический коэффициент загрузки трансформатораj-ого цеха.

Реактивные потери в трансформаторах j-ого цеха определяем по выражению:

,

(4.5)

где – ток холостого хода трансформатораj-ого цеха, %;

– напряжение короткого замыкания трансформатора j-ого цеха, %.

Пример расчета (литейный цех+компрессорная):

;

Для остальных цехов расчеты производим аналогичным образом. Результаты расчета потерь в цеховых трансформаторах сведем в таблицу 4.2.

Таблица 4.2 – Результаты расчета потерь в цеховых трансформаторах

, шт.	, кВА	, кВт	, кВт	, %	, %		, кВт	, квар
Литейный цех + компрессорная
6	2500	2,8	24	0,8	6	0,66	79,526	510,858
Механический цех + испытательный цех +цех термообработки
4	2500	2,8	24	0,8	6	0,77	30,97	173,741
Ремонтно-механический цех + цех обработки + цех металлопокрытий + сборочный цех + деревообрабатывающий цех + склад + административное здание
6	2500	2,8	24	0,8	6	0,78	9,356	55,656

4.3 Определение расчетных нагрузок 10 кВ

Для определения расчетных нагрузок на стороне 10 кВ к расчетным нагрузкам на стороне 0,4 кВ добавляются потери мощности в цеховых трансформаторах и мощность высоковольтных потребителей.

Расчет производим по выражениям:

;	(4.6)
,	(4.7)

где – расчетная активная мощность j-ого цеха на стороне 10 кВ, кВт;

– расчетная реактивная мощность j-ого цеха на стороне 10 кВ, квар;

– расчетная активная мощностьj-ого цеха на стороне 0,4 кВ, кВт;

– расчетная реактивная мощностьj-ого цеха на стороне 0,4 кВ, кВт;

– расчетная активная мощность высоковольтных электроприемников j-ого цеха, кВт;

– расчетная реактивная мощность высоковольтных электроприемников j-ого цеха, кВт;

– активные потери в трансформаторахj-ого цеха, кВт;

– реактивные потери в трансформаторахj-ого цеха, квар.

Пример расчета (литейный цех):

;

;

;

.

Аналогично производим расчеты для остальных цехов. Результаты определения расчетных нагрузок 10 кВ сводим в таблицу 4.3.

Таблица 4.3 — Определение расчетных нагрузок 10 кВ

, кВт	, кВт	, кВт	, квар	, квар	, квар	, кВт	, кВар
Литейный цех + компрессорная
9106,7	79,526	6151	3777,17	510,858	4723,62	15337,23	9011,65
Механический цех + испытательный цех +цех термообработки
7044,35	30,97	—	3064,997	173,741	—	7075,32	3238,74
Ремонтно-механический цех + цех обработки + цех металлопокрытий + сборочный цех деревообрабатывающий цех + склад + административное здание
10401,14	9,356	—	5494,973	55,656	—	10410,5	5550,63

Активную, реактивную и полную нагрузку завода на напряжении 10 кВ определяем по выражениям (4.8), (4.9) и (4.10) соответственно:

где – коэффициент разновременности максимумов нагрузки;

=3 – количество цехов с цеховыми трансформаторами, шт.

Как рассчитать мощность по току и напряжению?

При проектировании любых электрических цепей выполняется расчет мощности. На его основе производится выбор основных элементов и вычисляется допустимая нагрузка. Если расчет для цепи постоянного тока не представляет сложности (в соответствии с законом Ома, необходимо умножить силу тока на напряжение — Р=U*I), то с вычислением мощности переменного тока — не все так просто. Для объяснения потребуется обратиться к основам электротехники, не вдаваясь в подробности, приведем краткое изложение основных тезисов.

Полная мощность и ее составляющие

В цепях переменного тока расчет мощности ведется с учетом законов синусоидальных изменений напряжения и тока. В связи с этим введено понятие полной мощности (S), которая включает в себя две составляющие: реактивную (Q) и активную (P).  Графическое описание этих величин можно сделать через треугольник мощностей (см. рис.1).

Под активной составляющей (Р) подразумевается мощность полезной нагрузки (безвозвратное преобразование электроэнергии в тепло, свет и т.д.). Измеряется данная величина в ваттах (Вт), на бытовом уровне принято вести расчет в киловаттах (кВт), в производственной сфере – мегаваттах (мВт).

Реактивная составляющая (Q) описывает емкостную и индуктивную электронагрузку в цепи переменного тока, единица измерения этой величины Вар.

Рис. 1. Треугольник мощностей (А) и напряжений (В)

В соответствии с графическим представлением, соотношения в треугольнике мощностей можно описать с применением элементарных тригонометрических тождеств, что дает возможность использовать следующие формулы:

• S = √P²+Q², — для полной мощности;
• и Q = U*I*cos⁡ φ , и P = U*I*sin φ  — для реактивной и активной составляющих.

Эти расчеты применимы для однофазной сети (например, бытовой 220 В), для вычисления мощности трехфазной сети (380 В) в формулы необходимо добавить множитель – √3  (при симметричной нагрузке) или суммировать мощности всех фаз (если нагрузка несимметрична).

Для лучшего понимания процесса воздействия составляющих полной мощности давайте рассмотрим «чистое» проявление нагрузки в активном, индуктивном и емкостном виде.

Активная нагрузка

Возьмем гипотетическую схему, в которой используется «чистое» активное сопротивление и соответствующий источник переменного напряжения. Графическое описание работы такой цепи продемонстрировано на рисунке 2, где отображаются основные параметры для определенного временного диапазона (t).

Рисунок 2. Мощность идеальной активной нагрузки

Мы можем увидеть, что напряжение и ток синхронизированы как по фазе, так и частоте, мощность же имеет удвоенную частоту. Обратите внимание, что направление этой величины положительное, и она постоянно возрастает.

Емкостная нагрузка

Как видно на рисунке 3, график  характеристик емкостной нагрузки несколько отличается от активной.

Рисунок 3. График идеальной емкостной нагрузки

Частота колебаний емкостной мощности вдвое превосходит частоту синусоиды изменения напряжения. Что касается суммарного значения этого параметра, в течение одного периода гармоники оно равно нулю. При этом увеличения энергии (∆W) также не наблюдается. Такой результат указывает, что ее перемещение происходит в обоих направлениях цепи. То есть, когда увеличивается напряжение, происходит накопление заряда в емкости. При наступлении отрицательного полупериода накопленный заряд разряжается в контур цепи.

В процессе накопления энергии в емкости нагрузки и последующего разряда не производится полезной работы.

Индуктивная нагрузка

Представленный ниже график демонстрирует характер «чистой» индуктивной нагрузки. Как видим, изменилось только направление мощности, что касается наращения, оно равно нулю.

График идеальной емкостной нагрузки

Негативное воздействие реактивной нагрузки

В приведенных выше примерах рассматривались варианты, где присутствует «чистая» реактивная нагрузка. Фактор воздействия активного сопротивления в расчет не принимался. В таких условиях реактивное воздействие равно нулю, а значит, можно не принимать его во внимание. Как вы понимаете, в реальных условиях такое невозможно. Даже, если гипотетически такая нагрузка бы существовала, нельзя исключать сопротивление медных или алюминиевых жил кабеля, необходимого для ее подключения к источнику питания.

Реактивная составляющая может проявляться в виде нагрева активных компонентов цепи, например, двигателя, трансформатора, соединительных проводов, питающего кабеля и т.д. На это тратится определенное количество энергии, что приводит к снижению основных характеристик.

Реактивная мощность воздействует на цепь следующим образом:

• не производит ни какой полезной работы;
• вызывает серьезные потери и нештатные нагрузки на электроприборы;
• может спровоцировать возникновение серьезной аварии.

Именно по этому, производя соответствующие вычисления для электроцепи, нельзя исключать фактор влияния индуктивной и емкостной нагрузки и, если необходимо, предусматривать использование технических систем для ее компенсации.

Расчет потребляемой мощности

В быту часто приходится сталкиваться с вычислением потребляемой мощности, например, для проверки допустимой нагрузки на проводку перед подключением ресурсоемкого электропотребителя (кондиционера, бойлера, электрической плиты и т.д.).  Также в таком расчете есть необходимость при выборе защитных автоматов для распределительного щита, через который выполняется подключение квартиры к электроснабжению.

В таких случаях расчет мощности по току и напряжению делать не обязательно, достаточно просуммировать потребляемую энергию всех приборов, которые могут быть включены одновременно. Не связываясь с расчетами, узнать эту величину для каждого устройства можно тремя способами:

1. обратившись к технической документации устройства;
2. посмотрев это значение на наклейке задней панели; Потребляемая мощность прибора часто указывается на тыльной стороне
3. воспользовавшись таблицей, где указано среднее значение потребляемой мощности для бытовых приборов.

Таблица значений средней потребляемой мощности

При расчетах следует учитывать, что пусковая мощность некоторых электроприборов может существенно отличаться от номинальной. Для бытовых устройств этот параметр практически никогда не указывается в технической документации, поэтому необходимо обратиться к соответствующей таблице, где содержатся средние значения параметров стартовой мощности для различных приборов (желательно выбирать максимальную величину).