Рисунок 5. Центры электрических нагрузок
5. ВЫБОР СИСТЕМЫПИТАНИЯ
В систему питания входят питающие линии электропередачи и ППЭ. Канализация электрической энергии от источника питания до ППЭ осуществляется двухцепными воздушными линиями напряжением 110 кВ. В качестве ППЭ используем унифицируемую комплектную подстанцию блочного исполнения типа КТПБ-110/6-104.
5.1 Выбор устройства высшего напряжения ППЭ
Вследствие малого расстояния от подстанции энергосистемы до фабрики (3 км) можно рассмотреть следующих два вида устройства высшего напряжения (УВН):
1. блок «линия–трансформатор»;
2. выключатель.
В первом варианте УВН состоит только из разъединителя наружной установки. Отключающий импульс от защит трансформатора (дифференциальной или газовой) подается на выключатель системы, называемый головным выключателем, по контрольному кабелю.
Во втором варианте УВН состоит из выключателя наружной установки. Отключающий импульс от защит трансформатора подается на выключатель, который и отключает поврежденный трансформатор.
Сравниваемые варианты представлены на рисунке 6. Выбираем УВН второго варианта (выключатель) так как этот вариант обладает большей надежностью и имеет меньшее время восстановления питания.
Рисунок 6. Варианты УВН
5.2 Выбор трансформаторов ППЭ
Выбор трансформаторов ППЭ осуществляется согласно ГОСТ 14209–85. Поскольку на проектируемом предприятии есть потребители I и II категории, то на ПГВ устанавливаем два трансформатора. Мощность трансформаторов должна обеспечить потребную мощность предприятия в режиме работы после отключения повреждённого трансформатора, при чём нагрузка трансформаторов не должна снижать естественного их срока службы.
Так как среднеквадратичная мощность Pср.кв. =13752,85 кВт (согласно пункту 2.2), то намечаем к установке трансформаторы типа ТДН – 10000/110.
На эксплуатационную перегрузку трансформатора проверять не будем, т.к. Sср.кв.< 2*Sтр.
Проверим их на послеаварийную перегрузку:
Коэффициент максимума:
.
Средневзвешенный cosφ:
.
Коэффициент послеаварийной перегрузки:
(5.2.1),
где Pi – мощность, превышающая мощность PTP, кВт;
∆ti – время перегрузки, ч.
.
Рисунок 7. Выбор трансформаторов ППЭ.
Так как 
=1,552 > 0,9·Kmax =0.9·1,721 = 1,549, то тогда коэффициент перегрузки К2= =1,552.
Для системы охлаждения «Д» и времени перегрузки 24 часа и среднегодовой температуры региона +8,4ºС из [8] К2ДОП=1,6.
К2ДОП=1,6 > К2=1,552 следовательно, трансформаторы ТДН–10000/110 удовлетворяют условиям выбора.
5.3 Выбор ВЛЭП
Так как в исходных данных не оговорены особые условия системы питания, то согласно [6], питание фабрики осуществляется по двухцепной воздушной ЛЭП. При этом выбираются марка проводов и площадь их сечения.
В данном случае в качестве питающей линии примем провода марки АС, что допустимо по условиям окружающей среды.
Выбор сечений проводов для напряжений 35 кВ и выше согласно [2], производится по нагреву расчётным током. Затем выбранные провода проверяются по экономической плотности тока и по условиям короны.
Принимается большее из полученных значений. При этом проводники любых назначений согласно [2] должны удовлетворять условиям выбора по нагреву, как в нормальных, так и в послеаварийных режимах, а также в период ремонта и возможных неравномерностей распределения токов между линиями (например, когда одна из линий отключена).
Кроме указанных условий выбора существуют так называемые «условия проверки», такие, как термическая и электродинамическая стойкость к коротким замыканиям, потери о отклонения напряжения на границе балансовой принадлежности (ГБП) сетей, механическая прочность.
В тех случаях, если сечение проводника, выбранное по первым трём условиям, оказалось меньше, чем по другим, то принимается большее сечение, полученное по условиям проверки.
Для воздушных ЛЭП напряжением выше 1 кВ и при ударном токе КЗ 50 кА и более для предупреждения схлестывания проводов делается проверка на динамическое действие токов КЗ. Если ЛЭП оборудована быстродействующим автоматическим выключателем, то делается проверка проводов на термическую стойкость к токам КЗ [2]. Расчетный ток послеаварийного режима:
, (5.3.1) 
А.
Принимаем провод сечением F=16 мм2 с допустимым током IДОП=111 А.
Экономическое сечение провода:
, (5.3.2),
где Iр — расчётный ток послеаварийного режима, А;
jэ — экономическая плотность тока, А/мм2.
Экономическая плотность тока jэ для неизолированных алюминиевых проводов при числе часов использования максимума нагрузки в год от 3000 до 5000 (Тmax=3952,08 ч) согласно [2] равна 1,1.
мм2.
Принимаем провод сечением 95 мм2 с допустимым током IДОП=330 А.
Согласно [2] проверка проводов по образованию короны определяется в зависимости от среднегодовых значений плотности и температуры воздуха на высоте (над уровнем моря) данной местности, по которой будет проложена ЛЭП, а также приведённого радиуса (диаметра) и коэффициента негладкости проводника. В данном проекте будем пользоваться для этой цели упрощённой эмпирической формулой определения критического напряжения, при котором возникает общая корона при хорошей погоде:
, (5.3.3),
где d – расчётный диаметр витого провода, см;
Dcp – среднегеометрическое расстояние между фазными проводами, см.
Если Uкр > Uн, то сечение провода выбрано верно, в противном случае необходимо принять большее сечение и сделать перерасчёт.
Для принятого ранее сечения 95 мм2 согласно [7] d=13,5мм=1,35см; Dcp=5м=500 см для ЛЭП 110 кВ, тогда по выражению (5.3.3) получим:
кВ.
Uкp=147,2 кВ > Uн =110кВ, следовательно, окончательно принимаем провод марки АС сечением Fp=95мм2.
Проверку выбранных проводов ЛЭП на термическую стойкость не производим, так как в задании нет данных об устройствах быстродействующих АПВ линий.
Необходимость проверки на электродинамическую стойкость определяется после расчёта токов короткого замыкания.
Согласно ГОСТ 13109-87 на границе раздела (ГБП) трансформаторных подстанций 110/10-6 кВ, питающих цеховые КТП, освещение, асинхронные и синхронные электродвигатели напряжением до и выше 1000 В, нижняя граница отклонений напряжения VH110=-5% от номинального, верхняя граница VB110=+12%. Тогда расчётный диапазон отклонении напряжения на зажимах 110 кВ УВН ППЭ в любом режиме нагрузки d110= VB110– VH110=12%–(–5%)=17%. Проверим потерю напряжения в ЛЭП
, (5.3.4)
где Р, Q — расчётные нагрузки на провода, МВт, Мвар;
г, х — активное и индуктивное сопротивления проводов на 1 км длины, Ом/км;
1 — длина проводов, км;
ΔU% — расчётные потери напряжения, %.
.
Таким образом, выбранные провода ВЛЭП-110 сечением 95 мм2 с допустимым током Iдоп=330 А удовлетворяют и условиям нижней границы отклонений напряжения на ГБП в режиме наибольших (послеаварийных) нагрузок.
6. ВЫБОР СИСТЕМЫРАСПРЕДЕЛЕНИЯ
В систему распределения СЭС предприятий входят РУНН пунктов приём электроэнергии (ПГВ), комплектные трансформаторные (цеховые) подстанции (КТП), распределительные пункты (РП) напряжением 6-10 кВ и линии электропередачи (кабели, токопроводы), связывающие их с ПГВ [2].
6.1 Выбор рационального напряжения системы распределения
Согласно методических указаний [5] для дипломного (учебного) проектирования, если нагрузка ЭП напряжением 6 кВ составляет от суммарной мощности предприятия менее 15%, то можно принять без технико-экономического расчёта (ТЭР) рациональное напряжение системы распределения 10 кВ. Когда нагрузка 6 кВ составляет 40% и более от суммарной мощности, можно без ТЭР принять Upaц=6 кВ. В интервале 20-40% технико-экономическое сравнение вариантов системы с 6 или 10 кВ обязательно.
Процентное содержание нагрузки 6 кВ в общей нагрузке предприятия:
, (6.1.1),
где SM –полная мощность предприятия согласно пункту 2.1, кВА;
– полная нагрузка напряжением выше 1000 В, кВА.
С использованием данных пункта 2. 1 получим, что
кВА.
Тогда 
.
Таким образом, окончательно без ТЭР принимаем Upaц=10 кВ.
6.2 Выбор числа РП, ТП и мест их расположения
Прежде чем определять место расположения и число РП и ТП, произведём расчёт средних нагрузок цехов за наиболее загруженную смену на напряжении до 1000 В по формулам:
, (6.2.1),
, (6.2.2),
, (6.2.3),
, (6.2.4).
Пример расчета для цеха №1:
коэффициент максимума: 
;
средняя активная нагрузка за наиболее загруженную смену:
кВ;
средняя реактивная нагрузка за наиболее загруженную смену:
квар;
средняя полная нагрузка этого цеха:
кВА.
Расчёт для остальных цехов сведён в таблицу 7.
Таблица 7. Средние нагрузки цехов за наиболее загруженную смену
| № цеха | Pм, кВт | QM, квар | Кс, о.е. | Ки, о.е. | Км, о.е. | Рср, кВт | Qcp, квар | Sср, кВА |
| 52,08 | 82,79 | 0,6 | 0,5 | 1,2 | 43,4 | 68,99 | 81,5 | |
| 310,24 | 192,35 | 0,7 | 0,6 | 1,17 | 265,16 | 164,4 | 311,99 | |
| 2030,24 | 1522,68 | 0,8 | 0,7 | 1,14 | 1780,91 | 1335,68 | 2226,14 | |
| 250,08 | 257,03 | 0,6 | 0,5 | 1,2 | 208,4 | 214,19 | 298,84 | |
| 2103,04 | 1303,88 | 0,8 | 0,7 | 1,14 | 1844,77 | 1143,75 | 2170,5 | |
| 859,22 | 532,72 | 0,8 | 0,7 | 1,14 | 753,7 | 467,3 | 886,81 | |
| 2192,32 | 1644,24 | 0,8 | 0,7 | 1,14 | 1923,09 | 1442,31 | 2403,86 | |
| 294,72 | 0,7 | 0,6 | 1,17 | 524,79 | 251,8 | 582,11 | ||
| 227,36 | 170,52 | 0,5 | 0,4 | 1,25 | 181,89 | 136,42 | 227,36 | |
| 42,08 | 29,34 | 0,4 | 0,3 | 1,33 | 31,64 | 22,06 | 38,57 | |
| 111,48 | 69,12 | 0,7 | 0,6 | 1,17 | 95,28 | 59,08 | 112,11 | |
| 65,3 | 48,97 | 0,5 | 0,4 | 1,25 | 52,24 | 39,18 | 65,3 | |
| 247,56 | 153,49 | 0,8 | 0,7 | 1,14 | 217,16 | 134,64 | 255,51 | |
| 13(6кВ) | -460,8 | 0,8 | 0,7 | 1,14 | 842,1 | -404,21 | 934,09 | |
| 246,3 | 184,72 | 0,6 | 0,5 | 1,2 | 205,25 | 153,94 | 256,56 | |
| 270,16 | 275,56 | 0,5 | 0,4 | 1,25 | 216,13 | 220,45 | 308,72 | |
| 42,7 | 32,02 | 0,4 | 0,3 | 1,33 | 32,1 | 24,07 | 40,12 | |
| 85,92 | 64,44 | 0,5 | 0,4 | 1,25 | 68,74 | 51,55 | 85,92 | |
| 53,28 | 46,89 | 0,6 | 0,5 | 1,2 | 44,4 | 39,075 | 59,14 | |
| 160,08 | 120,06 | 0,5 | 0,4 | 1,25 | 128,06 | 96,05 | 160,08 | |
| 644,32 | 399,48 | 0,8 | 0,7 | 1,14 | 565,19 | 350,42 | 665,01 | |
| 20(6кВ) 0)))) | -537,6 | 0,8 | 0,7 | 1,14 | 982,46 | -471,58 | 1089,78 | |
| 1829,3 | 1134,17 | 0,8 | 0,7 | 1,14 | 1604,65 | 994,88 | 1888,04 | |
| 2074,34 | 1555,75 | 0,8 | 0,7 | 1,14 | 1819,6 | 1364,69 | 2274,49 | |
| 31,8 | 27,98 | 0,3 | 1,5 | 21,2 | 18,65 | 28,23 |
ТП в цехе предусматриваются, если Scp > 200 кВА.
6.3 Размещение БСК в электрической сети предприятия
Согласно [5] для компенсации реактивной мощность используются только низковольтные БСК (напряжением до 1000 В) при выполнении следующего условия:
Qэ+Qсд>Qa, (6.3.1),
где Qэ – реактивная мощность, предаваемая из энергосистемы в сеть потребителя, квар;
Qсд — реактивная мощность, выдаваемая в электрическую сеть синхронными двигателями, квар;
Qa — мощность потребителей реактивной мощности на шинах 6 кВ, квар.
Qэ+Qсд= 4577,74+(-998,4)=3579,34 квар > Qa=(-998,4)квар.
Следовательно, будем использовать БСК только на 0,4 кВ. Размещение БСК будем производить пропорционально реактивной мощности узлов нагрузки. БСК не следует устанавливать на силовых пунктах, на подстанциях, где мощность нагрузки менее 150 квар (это экономически нецелесообразно). Величина мощности БСК в i-том узле нагрузки определяется по выражению:
, (6.3.2),
где Qмi – реактивная нагрузка в i-том узле, квар;
QмS – сумма реактивных нагрузок всех узлов, квар.
Qку=5327,09 квар; QмS =9863,36 квар.
Затем полученные расчётным путём Qкi округляются до ближайших стандартных значений БСК Qбi станд, взятых из [3]. Результаты представлены в таблице 8. Типы используемых стандартных БСК приведены в таблице 9.
В заключении делаем следующую проверку:
, (6.3.3),
Условие (6.3.3) выполняется.
6.4 Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых ТП
Выбор проводится в следующее и последовательности:
1. Определяется тип КТП. Для цехов I и П категории применяются двухтрансформаторные КПТ. Если в цехе имеются ЭП только ПТ категории и общая мощность цеха не превышает 1000 кВА, то применяются однотрансформаторные КТП.
2. Определяются средние нагрузки цехов за наиболее нагруженную смену с учетом БСК:
(6.4.1).
3. Задаёмся максимальной мощностью трансформаторов. Если Scpi< 1500 кВА, то Smax тp=2500 кВА. Если Scpi>1500 кВА, то рассчитывается плотность нагрузки: 
, кВА/м2. Если 0,3>ri>0,2 кВА/м2, то Smax тр=1600 кВА, если же ri>0,3 кВА/м2 то Smax тр=2500 кВА.
4. Определяется предварительная мощность трансформаторов ST при условии, что в цехе установлена одна КТП: 
, где b=0,7 при N=2 и b=0,95 при N=1.
5. Определяется число КТП Nктп и стандартные мощности их транформато -ров Sт.ст. Если Sтi<Smax трi, то Nктп=1, Sт ст≥Sтi, иначе 
, 
6. Определяются коэффициенты загрузки трансформаторов в нормальном режиме 
и в послеаварийном режиме 
. При этом не должен превышать 1,5.
Рассмотрим расчёт для цеха №3:
1. цех первой категории, следовательно, устанавливается двухтрансформаторная КТП;
2. 
кВА;
3. 
кВА/м2, следовательно, Smax тр3=1600 кВА;
4. 
кВА;
5. так как Sт3=1328,38 кВА < Smax тр3=1600 кВА, то Nктп=1, Sт ст≥Sт3, Sт ст=1600 кВА;
6. 
; 
.
Расчёт для остальных цехов представлен в таблице 8
Таблица 8. Выбор числа мощности БСК и КТП.
| № цеха | Рср, кВт | Qср, квар | Qм, квар | Qкi, квар | Qбi станд квар | Sсрi, кВА | r, кВА/м2 | Число КТП, число и мощность трансформаторов | Кзнр | Кзпар |
| 43,4 | 68,99 | 82,79 | 44,53 | –– | 81,5 | –– | –– | –– | –– | |
| 265,16 | 164,4 | 192,35 | 103,45 | –– | 311,99 | –– | 1КТП2х400 | 0,49 | ||
| 1780,91 | 1335,68 | 1522,68 | 818,24 | 1859,73 | 0,88 | 1КТП2х16000–– | 0,58 | 1,16 | ||
| 208,4 | 214,19 | 257,03 | 138,24 | –– | 298,84 | –– | 1КТП2х250 | 0,59 | 1,19 | |
| 1844,77 | 1143,75 | 1303,88 | 701,26 | 1886,32 | 1,18 | 1КТП2х1600 | 0,62 | 1,24 | ||
| 753,7 | 467,3 | 532,72 | 286,51 | 772,04 | –– | 1КТП2х630 | 0,64 | 1,28 | ||
| 1923,09 | 1442,31 | 1644,24 | 884,32 | 1998,09 | 0,26 | 1КТП2х1600 | 0,67 | 1,35 | ||
| 524,79 | 251,8 | 294,72 | 158,31 | –– | 582,11 | –– | 1КТП2х630 | 0,49 | ||
| 181,89 | 136,42 | 170,52 | 91,71 | –– | 227,36 | –– | 1КТП2х250 | 0,53 | 1,06 | |
| 31,64 | 22,06 | 29,34 | 15,78 | –– | 38,57 | –– | –– | –– | –– | |
| 95,28 | 59,08 | 69,12 | 37,17 | –– | 112,11 | –– | –– | –– | –– | |
| 52,24 | 39,18 | 48,97 | 26,24 | –– | 65,3 | –– | –– | –– | –– | |
| 217,16 | 134,64 | 153,49 | 82,55 | –– | 255,51 | –– | 1КТП2х250 | 0,51 | 1,02 | |
| 205,25 | 153,94 | 184,72 | 99,35 | –– | 256,56 | –– | –– | –– | –– | |
| 216,13 | 220,45 | 275,56 | 148,03 | –– | 308,72 | –– | 1КТП2х400 | 0,71 | 1,41 | |
| 32,1 | 24,07 | 32,02 | 17,22 | –– | 40,12 | –– | –– | –– | –– | |
| 68,74 | 51,55 | 64,44 | 34,66 | –– | 85,92 | –– | –– | –– | –– | |
| 44,4 | 39,075 | 46,89 | 25,22 | –– | 59,14 | –– | –– | –– | –– | |
| 128,06 | 96,05 | 120,06 | 64,55 | –– | 160,08 | –– | –– | –– | –– | |
| 565,19 | 350,42 | 399,48 | 214,85 | 584,86 | –– | 1КТП2х630 | 0,56 | 1,12 | ||
| 1604,65 | 994,88 | 1134,17 | 609,99 | 1652,52 | 0,3 | 1КТП2х1600 | 0,52 | 1,05 | ||
| 1819,6 | 1364,69 | 1555,75 | 836,72 | 1905,21 | 0,32 | 1КТП2х1600 | 0,59 | 1,19 | ||
| 21,2 | 18,65 | 27,98 | 15,05 | –– | 28,23 | –– | –– | –– | –– |
Таблица 9. Стандартные БСК
| № цеха | Qбiстанд, квар | Тип БСК |
| 4x200 | 4хУКНТ-0,4-200 1/3 УЗ | |
| 10х75 | 2хУКЗ-0,38-75УЗ | |
| 2х150 | 2хУКБ-0,38-150УЗ | |
| 2х450 | 2хУКМ-0,38-450-150 УЗ | |
| 2х100 | 2хУКЧ-0,38-100 УЗ | |
| 2х300 | 2хУКЛН-0,38-300-150У3 У3 | |
| 4х200 | 4хУКБ-0,4-200 1/3 У3 |
Генеральный план со схемой разводки кабелей представлен на рисунке 8.
Рисунок 8 Схема разводки кабелей
6.5 Расчёт потерь в трансформаторах цеховых КТП
Для данного расчёта необходимы каталожные данные трансформаторов КТП. Они взяты из [3] и представлены в таблицу 10.
Таблица 10. Каталожные данные трансформаторов КТП
| Тип трансформатора | Uк, % | ΔРх, кВт | ΔРк, кВт | Iх, % | ΔQх, квар |
| ТМЗ-250 | 4,5 | 0,74 | 3,7 | 2,3 | 5,7 |
| ТМЗ-400 | 4,5 | 0,95 | 5,5 | 2,1 | 8,35 |
| ТМЗ-630 | 5,5 | 1,31 | 7,6 | 1,8 | 11,26 |
| ТМЗ-1600 | 2,7 | 16,5 | 15,77 |
Расчёт проводится в следующей последовательности: определяются реактивные потери холостого хода:
(6.5.1)
где 
– ток холостого хода, %;
– номинальная мощность трансформатора, кВА;
– активные потери холостого хода, кВт;
рассчитываются активные потери мощности трансформаторах:
(6.5.2),
где n – число параллельно работающих трансформаторов. шт.;
– активные потери короткого замыкания, кВт;
– мощность, проходящая через трансформатор, кВА;
находятся реактивные потери мощности в трансформаторах:
(6.5.3),
где 
— напряжение короткого замыкания, %.
Расчет для КТП цеха №3
квар;
кВА;
кВт;
квар;
квар.
Результаты расчета для остальных КТП представлены в таблицу 11.
Таблица 11. Потери в трансформаторах цеховых КТП
| № цеха | nxSтр | Рм, кВт | Qм.реальн, квар | Sм, кВА | ΔPтр, кВт | ΔQтр, квар | Pmax, кВт | Qmax, квар | Smax, кВА |
| –– | 52,08 | 82,79 | 97,81 | –– | –– | –– | –– | –– | |
| 2x400 | 310,24 | 192,35 | 365,03 | 4,19 | 24,19 | 314,43 | 216,54 | 381,78 | |
| 2x1600 | 2030,24 | 722,68 | 2155,03 | 29,93 | 118,62 | 2060,17 | 841,13 | 2225,27 | |
| 2x250 | 250,08 | 257,03 | 358,61 | 5,29 | 22,97 | 255,37 | 378,96 | ||
| 2x1600 | 2103,04 | 553,72 | 2174,71 | 16,61 | 120,21 | 2123,68 | 673,93 | 2228,05 | |
| 2x630 | 859,22 | 232,72 | 890,18 | 10,23 | 57,11 | 859,45 | 289,83 | ||
| 2x1600 | 2192,32 | 744,24 | 2315,2 | 22,67 | 132,04 | 2214,99 | 876,28 | 2382,02 | |
| 2x630 | 294,7 | 681,06 | 7,06 | 42,77 | 621,06 | 337,47 | 706,82 | ||
| 2x250 | 227,36 | 170,52 | 284,2 | 3,58 | 18,67 | 230,94 | 189,19 | 298,54 | |
| –– | 42,08 | 29,34 | 51,29 | –– | –– | –– | –– | –– | |
| –– | 111,48 | 69,12 | 131,17 | –– | –– | –– | –– | –– | |
| –– | 65,3 | 48,97 | 81,62 | –– | –– | –– | –– | –– | |
| 2x250 | 247,56 | 153,49 | 291,28 | 3,99 | 19,03 | 251,55 | 405,04 | 476,79 | |
| –– | 246,3 | 184,72 | 307,87 | –– | –– | –– | –– | –– | |
| 2x400 | 270,16 | 257,56 | 373,26 | 4,29 | 41,24 | 274,45 | 298,8 | 405,71 | |
| –– | 42,7 | 32,02 | 53,37 | –– | –– | –– | –– | –– | |
| –– | 85,92 | 64,44 | 107,4 | –– | –– | –– | –– | –– | |
| –– | 53,28 | 46,86 | 70,97 | –– | –– | –– | –– | –– | |
| –– | 160,08 | 120,06 | 200,1 | –– | –– | –– | –– | ––- | |
| 2x630 | 644,32 | 198,48 | 674,2 | 6,97 | 42,36 | 651,29 | 240,84 | 694,39 | |
| 2x1600 | 1829,3 | 534,17 | 1905,69 | 17,11 | 99,63 | 1846,41 | 633,38 | 1952,02 | |
| 2x1600 | 2074,34 | 755,75 | 2207,72 | 21,11 | 122,93 | 2095,45 | 878,68 | 2272,22 | |
| –– | 31,8 | 27,98 | 42,36 | –– | –– | –– | –– | –– |
6.6 Выбор способа канализации электроэнергии
Так как передаваемые в одном направлении мощности незначительны, то для канализации электроэнергии будем применять КЛЭП.
Выбор сечения КЛЭП производится в соответствии с требованиями [2] с учётом нормальных и послеаварийных режимов работы электросети и перегрузочной способности КЛЭП различной конструкции. Кабели будем прокладывать в земле, время перегрузки принимаем равным 5 часам. Допускаемая в течение 5 суток на время ликвидации аварии перегрузка для КЛЭП с бумажной изоляцией составляет 30% [2]. План канализации электроэнергии был намечен ранее и представлен на рисунке 7.
Кабель выбирается по следующим условиям:
1)по номинальному напряжению;
2)по току номинального режима;
3)по экономическому сечению.
Кабель проверяется по следующим условиям:
1)по току после аварийного режима;
2)по потерям напряжения;
3)на термическую стойкость к токам короткого замыкания.
Выберем кабель от ПГВ до ТП 3.
Максимальная активная мощность:
кВт
Максимальная реактивная мощность:
квар.
Полная мощность:
кВА.
Расчетный ток кабеля в нормальном режиме определяется по выражению:
А.
Расчётный ток послеаварийного режима: 
А.
Экономическое сечение:
мм2,
где экономическая плотность тока jэ, для кабелей с бумажной изоляцией с алюминиевыми жилами при числе часов использования максимума нагрузки в год от 3000 до 5000 (Тmax=3972,08 ч) согласно [2] равна 1,4 А/мм2.
Предварительно принимаем кабель марки ААШв сечением 95 мм с допустимым током Iдоп=205 А.
Допустимый ток при прокладке кабеля в земле определяется по выражению:
(6.6.1)
где к1 — поправочный коэффициент для кабеля, учитывающий фактическое тепловое сопротивление земли, для нормальной почвы и песка влажностью 7-9%, для песчано-глинистой почвы влажностью 12-14% согласно [2] к1=l,О;
к2 — поправочный коэффициент, учитывающий количество параллельно проложенных кабелей в одной траншее из [2];
к3 — поправочный коэффициент, учитывающий допустимую перегрузку кабелей на период ликвидации послеаварийного режима, для кабелей напряжением до 10 кВ с бумажной изоляцией при коэффициенте предварительной нагрузки 0,6 и длительности максимума перегрузки 5 часов согласно [2] к3=1,3.
А.
А > 
А.
Проверку на термическую стойкость и по потерям напряжения проводить не будем, так как неизвестны ток короткого замыкания и допустимые потери напряжения.
Выбор остальных кабелей сведён в таблицу 12.
Таблица 12. Выбор КЛЭП U=10 кВ
| Наименование КЛЭП | Smax, кВА | Iрнр, А | Iрпар, А | Fэк, мм2 | К1 | К2 | К3 | Iднр, А | Iдпар, А | Количество, марка и сечение кабелей |
| ПГВ-РП1 | 5944,73 | 171,61 | 343,22 | 122,58 | 0,85 | 1,3 | 392,27 | 2хААШв-10-Зх240 | ||
| РП1-ТП1 | 454,95 | 13,13 | 26,26 | 9,38 | 0,85 | 1,3 | 82,87 | 2хААШв-10-Зх16 | ||
| РП1-ТП2 | 2225,27 | 64,24 | 128,48 | 45,88 | 0,85 | 1,3 | 154,7 | 2хААШв-10-Зх50 | ||
| РП1-ТП3 | 378,76 | 10,24 | 20,48 | 7,31 | 0,85 | 1,3 | 82,87 | 2хААШв-10-3х16 | ||
| РП1-ТП4 | 2605,61 | 75,22 | 150,44 | 53,73 | 0,85 | 1,3 | 149,32 | 2хААШв-10-3х70 | ||
| ПГВ-РП2 | 3571,26 | 103,09 | 206,18 | 74,21 | 0,85 | 1,3 | 226,52 | 2хААШв-10-3х95 | ||
| РП2-ТП5 | 988,62 | 28,54 | 57,08 | 20,38 | 0,85 | 1,3 | 99,45 | 2хААШв-10-3х25 | ||
| РП2-ТП6 | 2582,12 | 74,54 | 149,08 | 53,24 | 0,85 | 1,3 | 182,32 | 2хААШв-10-3х70 | ||
| ПГВ-ТП7 | 706,82 | 20,4 | 40,8 | 14,57 | 0,85 | 1,3 | 82,87 | 2хААШв-10-3х16 | ||
| ПГВ-ТП8 | 335,47 | 9,68 | 19,36 | 6,91 | 0,85 | 1,3 | 82,87 | 2хААШв-10-3х16 | ||
| ПГВ-ТП9 | 476,79 | 13,76 | 27,52 | 9,83 | 0,85 | 1,3 | 82,87 | 2хААШв-10-3х16 | ||
| ПГВ-ТП10 | 691,8 | 19,97 | 39,94 | 14,26 | 0,85 | 1,3 | 82,87 | 2хААШв-10-3х16 | ||
| ПГВ-ТП12 | 2194,15 | 63,34 | 126,68 | 45,24 | 0,85 | 1,3 | 154,7 | 2хААШв-10-3х50 | ||
| ПГВ-РП3 | 3198,21 | 92,32 | 184,64 | 65,94 | 0,85 | 1,3 | 226,52 | 2хААШв-10-3х95 | ||
| РП3-ТП11 | 747,76 | 21,58 | 43,16 | 15,41 | 0,85 | 1,3 | 82,87 | 2хААШв-10-3х16 | ||
| РП3-ТП13 | 2130,26 | 58,57 | 117,13 | 41,83 | 0,85 | 1,3 | 154,7 | 2хААШв-10-3х50 | ||
| ПГВ-ТП14 | 1064,86 | 97,59 | — | 69,71 | 0,85 | 1,3 | — | ААШв-10-3х70 | ||
| ПГВ-ТП15 | 1242,54 | 113,85 | — | 81,32 | 0,85 | 1,3 | — | ААШв-10-3х95 | ||
| ТП1-СП1 | 97,81 | 141,18 | — | — | — | — | ААШв-04-(3х50+1х16) | |||
| ТП4-СП3 | 358,61 | 517,61 | — | — | — | — | 2хААШв-04-(3х120+1х50) | |||
| ТП5-СП4 | 81,62
Поиск по сайту©2015-2024 poisk-ru.ru
Все права принадлежать их авторам. Данный сайт не претендует на авторства, а предоставляет бесплатное использование. Дата создания страницы: 2019-11-01 Нарушение авторских прав и Нарушение персональных данных |
Поиск по сайту: Читайте также: Деталирование сборочного чертежа Когда производственнику особенно важно наличие гибких производственных мощностей? Собственные движения и пространственные скорости звезд |