Расчётный ток кабельной линии определяем по формуле:
, А(2.15)
гдеSp – полная расчётная мощность электроприёмников в линии, кВА.
Расчётный ток линии 1
= 50,1 А.
Сечение жилы кабеля линии 1
FЭ.Л1 = 50,1/1,4 = 35,8 мм2.
Полученное значение сечения жилы округляем до меньшего стандартного значения. Принимаем [2] FЭ.ст= 35 мм2 (r0=0,89 Ом/км; х0=0,064 Ом/км).
Так как кабель проложен в воздухе, то для данного сечения кабеля
Iдоп = 65 А.
Найденное по справочнику сечение проверяем по нагреву.
В нормальном рабочем режиме:
Кt· КаIдоп ≥ Iр,(2.16)
гдеКt – коэффициент учёта температуры среды, отличной от расчётной;
Ка – коэффициент учёта расстояния в свету между кабелями, проложенными рядом и их количеством;
Iдоп – длительный допустимый ток для кабеля, А.
Принимаем Кt=1, т.к. длительно допустимая температура жилы кабеля с бумажной изоляцией на напряжение 0,66 кВ составляет +650С, а температура среды составляет +15о С. Тогда в соответствии с формулой (2.16) имеем
65А > 50А,
следовательно, сечение жил кабеля проходит в нормальном рабочем режиме. В послеаварийном режиме, учитывая возможность 30 % перегрузки линии:
1,3 Кt· КаIдоп ≥ Iп/ав,(2.17)
гдеIп/ав – максимальное значение тока кабеля в послеаварийном режиме, которое определяется для однотрансформаторной подстанции с резервированием формулой:
.(2.18)
Максимальное значение тока кабеля в послеаварийном режиме
≈ 60 А.
Условие (2.17) для послеаварийного режима
1,3·65 = 84,5 А > 60 А.
Данное условие также выполняется.
К техническим условиям относят также проверку по потере напряжения:
- в рабочем режиме:
≤ 5%(2.19)
- в послеаварийном режиме:
≤ 10%(2.20)
гдеl – длина кабельной линии, км;
х0, r0 – удельные активное и индуктивное сопротивления жилы кабельной линии, Ом/км.
Находим потерю напряжения в кабеле в рабочем и послеаварийном режимах:
= 2,1% < 5%.
Проверка сечений по термической стойкости проводится после расчётов токов короткого замыкания.
Далее определяем потери в кабельной линии:
-активной мощности
, кВт(2.21)
-реактивной мощности
, квар(2.22)
-активной электроэнергии
, МВтч/год,(2.23)
где - потери в изоляции кабеля, определяемые как
.(2.24)
Так как, - величина сравнительно небольшая и в расчётах учитывается только при высоких напряжениях;
t - время максимальных потерь, определяемое по формуле:
, ч(2.25)
где Тм=4500 ч – для двухсменной работы при продолжительности смены равной 8 часов. Тогда ч.
Определяем потери активной мощности в кабельной линии 1:
Ркл1 = 3·50,1·0,12·0,89 = 0,016 кВт.
Потери реактивной мощности в этой же линии 1:
Qкл1 = 3·50,1·0,12·0,064 = 0,001 вар.
Потери активной электроэнергии в кабельной линии 1:
ΔWКл1 = 0,016·2846 = 45,5 кВт·ч/год.
Рассчитаем сечения проводов воздушных линий электропередачи и потери напряжения в них, используя для участка линии формулу:
ΔUучастка = ΔUуд·Sрасч.участка·lучастка.
Принимая провод 3А35+А35 (r0 = 0,83 Ом/км) для участка ΔU2-1-11 и провод 3А50+А50 (r0 = 0,588 Ом/км) для остальных участков, рассчитаем потери напряжения на участках линии 2:
ΔU2-1-11= 0,83·5·0,104 = 0,43%;
ΔU2-2-1 = 0,588·16·0,132 = 1,24%;
ΔU2-2-1-13 = 0,588·10,9·0,031 = 0,2%.
Наибольшая потеря напряжения в линии 2 составит сумму потерь на участках:
ΔU2макс = ΔU2-2-1+ ΔU2-1-11;
ΔU2макс = 1,24+ 0,43 = 1,67% < ΔUдоп= 5%.
Следовательно, выбранные сечения проводов удовлетворяет условию по допустимой потере напряжения в линии 2. Принимаем провод 3А35+А35 на участках ΔU3-3-9, ΔU3-3-7, ΔU3-3-6, ΔU3-2-5, ΔU3-1-12, остальные участки выполним проводом 3А50+А50 (r0 = 0,588 Ом/км). Потери напряжения на участках линии 3:
ΔU3-3-9= 0,83·4,6·0,036 = 0,14%;
ΔU3-3-7 = 0,83·10·0,025 = 0,21%;
ΔU3-3-6 = 0,83·3·0,015 = 0,04%;
ΔU3-2-3-3= 0,588·17,6·0,062 = 0,64%;
ΔU3-2-5 = 0,83·4,7·0,085 = 0,33%;
ΔU3-1-3-2 = 0,588·27,2·0,105 = 1,68%;
ΔU3-1-12 = 0,83·0,8·0,016 = 0,01%;
ΔU3-3-1 = 0,588·28·0,121 = 1,99%.
Наибольшая потеря напряжения в линии 3 состоит из потерь на участках:
ΔU3макс = ΔU3-3-1+ ΔU3-1-3-2+ ΔU3-2-3-3+ ΔU3-3-7;
ΔU3 = 1,99 + 1,68 + 0,64 + 0,21 = 4,52% < ΔUдоп= 5%.
Принимаем провод 3А70+А70 (r0 = 0,42 Ом/км) для участков ΔU4-4-1, ΔU4-1-4-2, ΔU4-2-4-2-1, ΔU4-2-1-2-2, для ΔU4-1-2, ΔU4-1-2 и ΔU4-2-2-4 - провод 3А50+А50 и провод 3А35+А35 - для ΔU4-2-2-8, ΔU4-2-1-3. Тогда потери напряжения на участках линии:
ΔU4-2-2-8= 0,83·5·0,049 = 0,20%;
ΔU4-2-2-4 = 0,42·21,8·0,042 = 0,38%;
ΔU4-2-1-2-2 = 0,42·26,8·0,038 = 0,43%;
ΔU4-2-1-3= 0,83·6·0,042 = 0,21%;
ΔU4-2-4-2-1 = 0,42·32,8·0,121 = 1,67%;
ΔU4-2-1 = 0,588·6·0,015 = 0,05%;
ΔU4-1-4-2 = 0,42·38,8·0,095 = 1,55%;
ΔU4-1-2 = 0,588·46,7·0,035 = 0,96%;
ΔU4-4-1 = 0,42·85,5·0,046 = 1,65%.
Наибольшая потеря напряжения в линии 4 складывается из потерь на участках:
ΔU4макс = ΔU4-4-1+ ΔU4-1-4-2+ ΔU4-2-4-2-1+ ΔU4-2-1—2-2;
ΔU4 = 1,65 + 1,55 + 1,67 + 0,43 = 4,47% < ΔUдоп= 5%.
2.6 Конструкция линий электропередачи напряжением 0,38 кВ
Для воздушных линий принимаем железобетонные опоры на основе стойки СВ-10,5-5 (длина стойки 10,5м и допустимый изгибающий момент не более 5т·м). Глубину заложения опор в грунт принимаем равную 2,5 м.
Пролёты между опорами возушных линий принимаем:
· для проводов А70 - 37 м;
· для проводов А50 – 40 м;
· для проводов А34 – 45 м,
длины ответвлений к вводам в здания – не более 10м.
Крепление проводов выполним на изоляторах ТФ-20. Крепление проводов на промежуточных опорах выполним проволочными скрутками, а на концевых опорах – зажимами плашечными типа ПА.
Траверсы присоединяем проводниками диаметром 6 мм к нулевому проводу посредством зажимов ПА.
Для заземления опор используем один из стежрней стойки, к которому с двух сторон привариварены заземляющие элементы.
В качестве шинопроводов 0,4 кВ принимаем шинопровод ШРА73-400 с параметрами:
Iн ≤ 400А, Uн = 380 В,
rф= 0,15мОм/м,
хф=0,17мОм/м,
rN=0,162мОм/м,
хN=0,164мОм/м,
lш=0,7м.
Повторные заземления нулевого провода принимаем Rп.з.≤ 30 Ом.
3. Выбор оборудования и защиты линий сети электроснабжения
3.1 Выбор предохранителей в сети 0,38 кВ и проверка защиты
Предохранители для линий 0,38 кВ выбираем по напряжению сети и рабочему току в начале линии из условий:
Uпр ³ Uсети и Iпр ³ Iл.(3.1)
Параметры линий и выбранных [4] предохранителей сводим в таблицу 3.1.
Таблица 3.1 - Параметры предохранителей в сети 0,38 кВ
|
Линия № |
Рабочий ток линии Iл, А |
Параметры предохранителя |
|||
|
Тип |
Номинальный ток предохранителя, А |
Номинальный ток плавкой вставки, А |
Предельный ток отключения при U =380 В, кА |
||
|
1 |
50,1 |
ПП 40 (ТУ16-90 ИГПН 646727.001ТУ) |
25-630 |
63 |
200 |
|
2 |
24,3 |
40 |
|||
|
3 |
42,6 |
63 |
|||
|
4 |
130 |
160 |
|||
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13
