8.2. Выбор номинального напряжения для систем внешнего и внутреннего электроснабжения

Экономичность СЭС промышленного объекта в значительной сте­пени зависит от выбора номинальных напряжений. Принятыми в про-

212

ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

екте напряжениями систем внешнего и внутренннего электроснабже­ния определяются размеры капитальных вложений, потери электро­энергии, расход цветных металлов, годовые издержки эксплуатации и другие технические, эксплуатационные и экономические показатели.

При возможности получения электроэнергии от ИП при двух и более напряжениях выбор из них экономически целесообразного осу­ществляется на основе сравнения вариантов по приведенным затра­там. При одинаковых приведенных затратах или небольшом преиму­ществе (до 10 %) варианта с низшим напряжением предпочтение следует отдавать более высокому напряжению [10].

В ряде случаев выбор напряжения СЭС предопределяется напря­жением ИП. Так, например, при напряжении питающих линий 10 кВ для системы внутреннего электроснабжения целесообразно выбрать такое же напряжение без обосновывающих расчетов.

Напряжения 10 и 6 кВ используются в питающих и распредели­тельных сетях малых и средних предприятий, а также на второй и последующих ступенях распределения электроэнергии крупных пред­приятий. Для внутризаводской системы электроснабжения в качестве основного следует применять номинальное напряжение 10 кВ. При этом питание электродвигателей напряжением 6 кВ может осуществ­ляться следующими способами [7]:

1. от tpaHC(})opMaTopoB с расщепленными вторичными обмотками 6,3 и 10,5 кВ, если нагрузки на напряжении 6 и 10 кВ примерно одина­ковы;

2. от отдельных промежуточных подстанций 10/6,3 кВ — при питании значительного числа высоковольтных электродвигателей, имею­щих относительно небольшие единичные мощности;

3. по схеме блока трансформатор — двигатель, когда число двигате­лей 6 кВ значительной мощности невелико и они расположены обособленно друг от друга.

Применять напряжение 6 кВ для всей распределительной сети допускается в исключительных случаях при соответствующем обо­сновании. Например, при преобладании на проектируемом объекте электроприемников 6 кВ или при питании значительной части электро­приемников от шин 6,3 кВ заводской ТЭЦ.

213

ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

Напряжение 35 кВ может быть экономически целесообразным при передаваемой мощности не более 10 МВ-А. Это напряжение может применяться для распределения электроэнергии по территории пред­приятия с помощью глубоких вводов, а также для питания мощных электроприемников (сталеплавильных печей).

Для систем внешнего электроснабжения крупных предприятий с по­требляемой мощностью 10—150 МВ-А целесообразно использовать на­пряжение 110 кВ, а для предприятий с потребляемой мощностью более 120—150 МВ-А возможно применение напряжения 220 кВ [10].

8.3. ПОСТРОЕНИЕ КАРТОГРАММЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ УСЛОВНОГО ЦЕНТРА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК

При определении мест установки ТП, РП, ГПП, ПГВ и компенси­рующих устройств реактивной мощности необходимо иметь информа­цию о величине и распределении электрических нагрузок по террито­рии промышленного объекта. С этой целью строят картограмму элек­трических нагрузок для предприятия или его структурного подразде­ления. На картограмме электрические нагрузки отдельных крупных электроприемников, групп электроприемников или цехов изображают­ся в виде кругов (рис. 8.1). Площади кругов в определенном масшта­бе отображают величины электрических нагрузок. Центром круга является условный центр электрической нагрузки приемника, группы или цеха. При равномерном распределении нагрузок по площади объекта центр электрической нагрузки совпадает с центром геомет­рической фигуры, изображающей цех на генплане предприятия.

Как правило, строится картограмма активных нагрузок. При этом для каждого /-го цеха расчетная активная нагрузка может быть представлена как

Р = Р .+ Р ., ^: (8.1)

р./ р.а р о/' ^v '

где Р _аиР _ы —расчетные активные силовая и осветительная нагруз­ки i-ro цеха.

Для каждого цеха (группы электроприемников) радиус круга г нахо­ дят из условия равенства активной мощности нагрузки площади круга Р_р. = % ■ rf ■ m, (8.2)

где m — принятый масштаб картограммы, кВт/мм².

214

ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

отИП

X,

Х₂ Х_ъ

X

Рис. 8.1. Генплан предприятия с картограммой нагрузок и сетью 10 кВ:

1—3 — номера цехов

Hi выражения (8.2) радиус круга:

r,=JPf7(K-m). (8.3)

Каждый круг может быть разделен на секторы, соответствующие величинам силовой и осветительной нагрузок. В этом случае карто­грамма отражает структуру нагрузки цеха. Угол сектора осветитель-

(8.4.) (8.5)

ной нагрузки в градусах определяется по выражению

а=Р ,-360/Р.,

О! p.O.l pt '

а силовой нагрузки как

а .= 360 — а ..

Cl Of

Величины Р_{р с}. и Р_{р о}. указываются на картограмме.

При выборе мест размещения источников реактивной мощности рекомендуется также иметь картограмму реактивных нагрузок, кото­рая строится аналогично.

215

ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

Условный центр электрических нагрузок (ЦЭН) объекта находят с целью рационального размещения ТП, РП, ГПП и ПГВ. Его обычно вычисляют аналитически, используя известные из теоретической механики правила для определения центра тяжести плоского тела. Предварительно на план промышленного объекта, состоящего из п подразделений, наносится декартова система координат и определя­ются координаты Xи Yкаждой нагрузки Р (рис. 8.1). После этого искомые координаты Х₀ и F₀ условного ЦЭН вычисляются по форму­лам

*о = Х(*,ЛУХ^ Yo = ±{Y,-P_p,)/±P_pr (8.6)

1=1 1=1 1=1 1=1

При нахождении ЦЭН цеха используется его план с расположени­ем отдельных электроприемников, а предприятия в целом — генплан с указанием структурных подразделений предприятия.

Существуют также и другие методы определения условного ЦЭН. Однако рассмотренный метод получил широкое распространение при проектировании вследствие своей простоты и наглядности.

8.4. ВЫБОР МЕСТА РАСПОЛОЖЕНИЯ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ПУНКТОВ И ТРАНСФОРМАТОРНЫХ ПОДСТАНЦИЙ

Выбор места РП в первую очередь определяется наличием на предприятии электродвигателей напряжением выше 1 кВ или электри­ческих печей с трансформаторами. Если высоковольтных электропри­емников не имеется, то место расположения РП выбирается на ген­плане предприятия по возможности смещенным от ЦЭН в сторону ИП так, чтобы не было обратных потоков электроэнергии по линиям 6—10 кВ (см. рис.8.1). Размещение РП в центре нагрузки предприя­тия нельзя отнести к правильному проектному решению, так как это приводит к увеличению расхода кабелей и потерь электроэнергии в электрических сетях. Отметим, что трассы кабельных линий прокла­дываются не по кратчайшим расстояниям, а по направлениям проез­дов и проходов между зданиями и сооружениями.

В отличие от РП ГПП и ПГВ стремятся размещать по возможно­сти ближе к центрам электрических нагрузок питаемых ими промыш-

216

ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

ленных объектов с учетом условий планировки, прохождения воздуш­ных линий напряжением 35—220 кВ по территории предприятия, состо­яния окружающей среды и т.п. Конкретные условия промышленного объекта не всегда позволяют разместить ГПП в центре его нагрузок. В таких случаях подстанция может быть смещена от ЦЭН в сторону ИП, как это показано на рисунке во введении. Необходимо стремиться размещать ГПП и ПГВ напряжением 35—220 кВ рядом с питаемыми ими производственными корпусами, а их РУ 6—10 кВ рекомендуется встраивать в эти корпуса [8].

В незагрязненных зонах на напряжении 110 кВ и выше, как прави­ло, должны применяться открытые подстанции. Целесообразность использования закрытых ГПП и ПГВ должна быть обоснована в проекте.

8.5. СХЕМЫ ПИТАЮЩИХ И РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ

Для большинства промышленных объектов источниками питания являются электрические сети энергосистем. Отдельные крупные предприятия со значительным потреблением теплоты могут иметь собственные ТЭЦ, связанные линями электропередачи с энергосисте­мой. Рассмотрим характерные схемы систем внешнего электроснаб­жения ^гри питании от энергосистемы.

На рис.8.2, а показана принципиальная схема радиального питания предприятий малой и средней мощности. При такой схеме в качестве пункта приема электроэнергии используется РП, и в этом случае напряжения внешнего и внутреннего электроснабжения совпадают. Радиальные схемы с одним или несколькими РП получили широкое распространение в системах внешнего электроснабжения промыш­ленных объектов.

При значительных мощностях электрических нагрузок следует максимально приближать источники высокого напряжения к электро­установкам потребителей, сокращая число ступеней промежуточных трансформаций. Этому способствует применение схем с ГПП (рис.8.2, б) и глубоких вводов.

При глубоком вводе происходит разукрупнение ГПП и прием элек­троэнергии децентрализуется. Максимальный эффект разукрупнение

217

ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

подстанций дает при нагрузках, размещенных в нескольких пунктах на значительной территории (карьеры, горно-обогатительные комбинаты и т.п.). При этом ПГВ выполняются по простейшим схемам (без выключателей на стороне первичного напряжения). В системе глубо­кого ввода не требуются промежуточные РП, функции которых вы­полняют РУ 6—10 кВ ПГВ.

ип

10(6) кВ

f-O-v

_©-—

№-

35—220 кВ '43

б ип

f43

10,5 (6,3) кВ

1 с < HZH—'■"

ггш

Рис. 8. 2. Характерные схемы внешнего электроснабжения: а — радиальная с РП; б — с понижающей подстанцией

Глубокие вводы могут выполняться по двум схемам (рис. 8.3):

а) в виде магистральных воздушных линий электропередачи, про­ ходящих в зонах основных нагрузок и питающих несколько (до пяти) ПГВ 35—220 кВ (рис. 8.3, а);

б) в виде радиальных воздушных или кабельных линий, питающих ПГВ от узловой распределительной подстанции (УРП) 330—750 кВ (рис. 8.3, б).

218

ПЮЕКТИГОВАНИЕ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

а 35—220 кВ

ишf-o-^——

№^

L

ПГВ2

Т2

10,5 (6,3) кВ

_А*А

ПГВ1 б I 350—^750 кВ

♦ ИП2

f - (~)

10,5 (6,3) кВ

ПГВ1

Рис. 8.3. Принципиальные схемы глубокого ввода: а -- магистральная; б — радиальная

219

ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

Магистральные глубокие вводы возможны и целесообразны при малозагрязненной окружающей среде, когда по условиям генплана допустимо прохождение ВЛ по территории предприятия и размещение ПГВ 35—220 кВ возле соответствующих групп электроприемников. Радиальные глубокие вводы обычно применяются при загрязненной окружающей среде. Они могут быть целесообразны и при нормальной среде, так как имеют определенные преимущества вследствие того, что отказ линии или трансформатора одной ПГВ не отражается на работе остальных ПГВ. Схемы глубоких вводов по надежности не уступают громоздким схемам централизованного электроснабжения, являясь при этом более простыми и дешевыми. Они пригодны для питания промышленных объектов, имеющих в своем составе электро­приемники любых категорий.

Схемы распределительных сетей 6—10 кВ системы внутризавод­ского электроснабжения предназначены для питания приемников и потребителей электроэнергии, расположенных на территории промыш­ленного объекта. Они могут быть радиальными, магистральными и смешанными (комбинированными).

Радиальные схемы, как правило, применяются, когда ТП раз­мещены в различных направлениях от ИП. Они могут быть одно- и двухступенчатыми (рис. % А). Двухступенчатые схемы имеют про­межуточные РП, что позволяет уменьшить число дорогостоящих ячеек РУ ИП (ГПП или ТЭЦ) и увеличить их загрузку. Такие схемы могут быть целесообразны на больших и средних промышленных предприятиях. Одноступенчатые радиальные схемы обычно при­меняются в СЭС небольших промышленных объектов. От РП осуще­ствляется питание цеховых ТП, отдельных мощных электрических печей и электродвигателей напряжением 6—10 кВ. РП и ТП, обеспе­чивающие электроэнергией приемники первой и второй категорий, питаются обычно по двум радиальным линиям, каждая из которых работает раздельно на свою секцию. При отключении одной из секций ее нагрузка автоматически переводится на другую.

Как видно из рис. 8.4, радиальные схемы содержат большое коли­чество коммутационных аппаратов и линий 6—10 кВ. Поэтому приме­нять их нужно при надлежащем обосновании, для питания достаточно

220

ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

1 С У У 2 С

-Ч>$ Ц 10,5 (6,3) кВ

_{О О}

. 0,4 кВ|0,4 кВ 0,4 кВ-Л^ц ^2 .. 0,4 кВ

ТП1 ТП2 ТПЗ ТП4 ТП5

Рис. 8.4. Двухступенчатая радиальная схема

РП2

мощных и ответственных потребителей. Достоинствами радиальных схем являются удобство эксплуатации, высокая надежность работы, возможность применения простой и надежной защиты и автоматики. Магистральные схемы распределительных сетей позволяют уменьшить число звеньев коммутации, что является их основным преимуществом по сравнению с радиальными. Данные схемы целесо­образны при распределенных нагрузках, при упорядоченном, прибли­жающемся к линейному расположении ТП на территории промышлен­ного объекта. При формировании магистральной схемы следует стре­миться к тому, чтобы линии от ИП до потребителей прокладывались без значительных обратных направлений. Недостатками магистраль-

221

ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

ных схем являются усложнение конструктивного исполнения высоко­вольтного вводного устройства цеховых ТП по сравнению с радиаль­ными схемами, в которых трансформаторы в большинстве случаев присоединяются наглухо, а также одновременное отключение несколь­ких трансформаторов, присоединенных к магистрали, при ее повреж­дении [10]. Число трансформаторов, подключаемых к одной магист­рали, обычно не превышает 2—3 при мощности трансформаторов 1000—2500 кВ А и 4—5 при мощности 250—630 кВА. В схемах электроснабжения предприятий наибольшее распространение получи­ли одиночные и двойные сквозные магистрали.

Одиночные магистрали (рис. 8.5) без резервирования применя­ются в тех случаях, когда допустимы перерывы в электроснабжении на время, необходимое для поиска, локализации и восстановления работоспособности поврежденного участка. Для повышения надежно­сти электроснабжения потребителей подключаемые к одиночным ма­гистралям однотрансформаторные подстанции необходимо распола­гать так, чтобы можно было осуществлять частичное резервирование по сетям до 1 кВ между ближайшими ТП. С этой целью соседние однотрансформаторные подстанции следует присоединять к разным одиночным магистралям [7, 10].

10 (6) кВ

ип

0,4 кВ

. 0,4 кВ

0,4 кВ

ТП1 ТП2

Рис. 8.5. Схема одиночной магистрали

таз

222

ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

Схемы с двойными сквозными магистралями (рис. 8.6) служат для питания двухтрансформаторных подстанций. В нормальном режи­ ме трансформаторы работают раздельно, а при повреждении одной из магистралей питание присоединенных к ней потребителей автомати­ чески переводится на оставшуюся в работе магистральную линию. Отметим, что при двойных сквозных магистралях допускается присо­ единение к ним цеховых трансформаторов наглухо, т.е. без выключа­ теля нагрузки. '

10 (6) кВ

1 с

Рис. 8.6. Схема двойной сквозной магистрали

Наибольшее распространение на практике получили смешанные схемы, при которых питание крупных и ответственных приемников и потребителей электроэнергии осуществляется по радиальной схеме, а средних и мелких, при упорядоченном расположении ТП, — по маги­стральным линиям. Такие комбинированные схемы внутреннего элек­троснабжения, как правило, имеют лучшие технико-экономические показатели.

8.6 ВЫБОР СЕЧЕНИЙ ПРОВОДНИКОВ ЛИНИЙ 6—10 кВ

Для передачи и распределения электроэнергии на напряжении 6-10 кВ в СЭС промышленных объектов преимущественно применяются ка-

223

ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

бельные линии. Сечения жил кабелей выбираются по экономической плотности тока по выражению (3.1), по допустимому нагреву макси­мальным расчетным током или током послеаварииного режима, по условию нагрева при КЗ (по термической стойкости). Кабели, защищен­ные предохранителями, по условию термической стойкости не проверя­ются [4].

Кабели, питающие цеховые трансформаторы, проверяются по на­греву максимальным расчетным током, который определяется по выражению

N_m

i=i где S_iiomi - номинальная мощность г'-го трансформатора; N_T - число трансформаторов, питающихся по кабелю в нормальном режиме.

Необходимо, чтобы длительный допустимый ток кабеля / _оп, ука­занный в справочных таблицах [4], с учетом конкретных условий прокладки был не менее / , т.е.

I >1 1(к.кЛЛ, (8.8)

доп ртах ^ 1 2 V ' ^{v 7}

где k_v k_v к_ъ - коэффициенты, соответственно учитывающие факти­ческую температуру окружающей среды, число работающих кабелей, проложенных в одной траншее, фактическое удельное тепловое сопро­тивление земли [4].

Сечения жил кабелей, которые в послеаварийных или ремонтных режимах могут работать с перегрузкой (например, линий, питающих РП), выбираются по условию

/ > I l{k k.kJcX (8.9)

доп р a ^v п 1 2 3-" V /

где / - расчетный ток линии в послеаварийном или ремонтном режиме; к - кратность перегрузки, допускаемая согласно [4]. >

Если условия прокладки кабеля являются нормальными, то значе­ния k_v k₂n к_ъ принимаются равными единице, а выражения (8.8) и (8.9) имеют следующий вид:

I >1 ; (8.10)

доп р max' ^{v /}

I >I Ik. (8.11)

доп pan ^х '

После расчета токов КЗ в сети 6—10 кВ сечения жил кабелей проверяются на термическую стойкость. В инженерных расчетах

224

ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

минимально допустимое сечение проводника по данному условию определяется по выражению

F_a = y[F_K/C, (8.12)

где В_к - тепловой импульс от тока КЗ, А²-с; С™ расчетный коэффи­циент, значения которого принимаются в зависимости от допустимой температуры нагрева при КЗ, материала проводника и его изоляции. Результирующий тепловой импульс от тока КЗ

В= I\t + Т), (8.13)

к п ^v отк а⁷' ^v '

где /_п - действующее значение периодической составляющей тока КЗ; t - время отключения тока КЗ; Т_а - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ, определяемая как

Т_а=х^/((»г_г), (8.14)

где x_z, r_z —результирующие индуктивное и активное сопротивления схемы относительно точки КЗ; со - угловая частота; со = 2к/= 314 рад/с.

В распределительных сетях 6—10 кВ при отсутствии конкретных данных можно принимать Т — 0,01 с, а значения t_oTK по табл. П26.

Из трех найденных сечений (по экономической плотности тока, нагреву и термической стойкости) принимается большее.

Для передачи мощностей более 20 МВ-А на расстояния до 2 км при напряжении 6 кВ и более 35 МВ-А на расстояния до 3 км при напряжении 10 кВ рекомендуется применять жесткие или гибкие то-копроводы. Сечения проводников токопроводов выбираются на основе технико-экономических расчетов и проверяются по условию нагрева расчетным током послеаварийного режима, по термической и динами­ческой стойкости. Осуществляется также расчет токопровода по по­тере напряжения. Более подробно токопроводы рассмотрены в [7; 10].

Пример 8.1. Выберите сечения жил кабелей линий Л1 и Л2 напряжением 10 кВ, питающих две однотрансформаторные подстан­ции ТШ и ТП2 по магистральной схеме (рис. 8.7). Кабели прокла­дываются в траншее при температуре земли +10 °С. Расчетные нагрузки трансформаторов на напряжении до 1 кВ S ,= 700 +7*400 кВА; S ₂= 400 +у 250 кВА. Время использования максимальной нагрузки Т = 3500 ч. Установившийся ток КЗ в начале линии /оо = 4,4 кА,

max

225

ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

t_oTK- 0,6 с; Г = 0,01 с. На подстанциях установлены трансформаторы со

следующими данными:

ТП1 S = 1000 кВА; АР = 3,3 кВт; АР = 12,2 кВт; / = 2,8 %;

HOMl ' X ' ' К ' ' X ' '

U_K=5,5%. ТП2 S* = 630 кВ-А; АР = 2,27 кВт; АР = 8.5 кВт; 1 = 2 %;

ном2 ' х ' 'к ' х '

L/ = 5,5 %.

\/ L

р л}

р т2

л,

10 кВ

л.

0,4 кВ

ТП1 ТП2

Рис. 8.7. Схема сети к примеру 8.1

0,4 кВ

Решение. Определяем потери активной и реактивной мощности в трансформаторах по выражениям (3.19) и (3.23). Тогда для ТШ

Р„, = J 700?+ 40С?/1000= 0,81; АР_т]=3,3 + 12,2-0,81²= 11,3 кВт; Д2_Т) = К2,8 + 5,5 • 0,81²)-1000] / 100 = 64,1 квар. Для ТП2

Р^ = ^400² + 250² /630= 0, 75; АР_т2= 2,27 + 8,5 • 0,75²= 7,05 кВт; Лб_т2= [(2 + 5,5 • 0,75²) • 630] / 100 = 32,1 квар. Находим расчетную нагрузку линии Л2 с учетом потерь в транс­форматоре ТП2

S_pn2= (400 + 7,05) +У(250 + 32,1) = 407,05 +./282,1 кВА;

Sp*2 = 4^07,05² + 282, f = 495,2 кВА.

lid

ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

Расчетный ток линии Л2 вычисляем по формуле (4.18) 1_р ,₂ = 495,2/(у[з -10) = 28,бА.

По выражению (3.1) определяем сечение жил кабеля Л2 по экономической плотности тока, приняв по табл. 3.1 при Т = 3500 ч / =1,4 А/мм²:

F₃,= 28,6/ 1,4 = 20,4 мм².

Принимаем трехжильный кабель напряжением 10 кВ марки ААШвУ с площадью сечения жил 25 мм². Выбранный кабель ААШвУ - 10(3x25) при прокладке в земле в нормальных условиях имеет / _оп = 90 А.

Максимальный расчетный ток линии Л2 вычисляется по форму­ле (8.7)

1_рша2 = 630/(уГз-10) = Зб,4А.

Согласно [4], поправочный коэффициент на фактическую темпера­туру земли к_х = 1,06. Тогда по условию допустимого нагрева (8.8) t * / > 36,4 / 1,06 = 34,3 А.

доп ' ' '

Так как 90 > 34,3, то выбранный по экономическим соображениям кабель по условию нагрева допускается.

Определяем сечение жил кабеля Л1. Для этого находим расчет­ную нагрузку линии с учетом потерь в трансформаторах ТП1 и ТП2. S_{p л}, = (700+11,3 + 407,05) +./(400+64,1 + 282,1) = 1118,35 +./746,2 кВА;

S_ptl = ф 118,35² + 746,2? = 1344,4 кВА. Расчетный ток кабеля Л1:

I_pjil=1344,4/(S-W)=77,7A.

Площадь сечения жил кабеля по экономической плотности тока

F₃₁= 77,7/ 1,4 = 55,5 мм². Выбираем кабель ААШвУ-10(3x50) с допустимым током при про­кладке в земле / = 140 А.

" ДОП

Максимальный расчетный ток линии Л1 определяется по сумме номинальных мощностей трансформаторов, питающихся по линии

I_pnuxl = {l000+630)/(4~3-l6) = 94,2 A.

227

ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

По условию (8.8)

/ > 94,2 / 1,06 = 88,9 А.

доп ' '

Принятый кабель имеет значительно большую пропускную спо­собность (140 А), а значит, способен длительно выдерживать макси­мальный расчетный ток.

Выполняем проверку выбранных сечений жил кабелей по нагреву током КЗ. С этой целью определяем тепловой импульс тока по фор­муле (8.13):

В_к= (4,4 • 10³)²- (0,6 + 0,01) ^ 11,8 • 10⁶ АЧ.

Минимальное сечение жил кабеля по термической стойкости опре­деляем по выражению (8.12), приняв расчетный коэффициент С = 100:

F_m = yjll,8-l(f/l00= 34,4 мм².

Принимаем ближайшее большее сечение жилы площадью 35 мм².

Следовательно, по термической стойкости для линии Л2 необходи­мо выбрать кабель ААШвУ-10(3x35) с /_доп= 115 А. Принятый для линии Л1 кабель ААШвУ-10(3x50) допускается по условию нагрева током КЗ.

Пример 8.2. Заводской РП, имеющий расчетную нагрузку S - 11 МВ-А, питается от подстанции энергосистемы по двум кабельным линиям 10 кВ длиной /= 1,5 км (рис. 8.8). Кабели линий Л1 и Л2 прокладываются в траншеях с температурой земли +15 °С. Установившийся ток КЗ в начале линии Li = 9,2 кА; ?₀тк= 1,6 с; Г_а = 0,01 с. Время использования максимальной нагрузки 4200 ч. Опре­делите сечение жил кабелей, питающих РП.

Решение. Расчетный ток линии находится из условия, что в нормальном режиме каждая линия несет половину нагрузки РП:

I_p=S_p/{2S-U_liaM); 1_р=11000/(2-у/з-10) = 317,9А.

Экономическую площадь сечения жил кабеля определяем по выра­жению (3.1):

F₃ = 317,9 / 1,4 = 227 мм². Выбираем для линий Л1 и Л2 кабели марки ААШвУ-10(3x240) с допустимым током / _оп = 355 А.

228

ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

Проверяем выбранное сечение жил кабеля на нагрев в послеава-рийном режиме при отключении одной из линий. В этом случае по кабелю проходит ток

I_pa = U000l[4~3 10) = 635,8 А.

Подстанция энергосистемы /„,

РП

/~>г-\ 7 Л1 ^ru

5,

^{<§y^ip-—- -ra^-i}

^2 T2 с _ю 2 сТ

_{(ТУ)-Ы-Ь*—— 4>4-cw}

^^ 10,5 кВ Ю кВ

Рис. 8.8. Схема сети к примеру 8.2

Приняв коэффициент допустимой перегрузки кабелей в послеаварий-ном режиме равным 1,3, выбираем сечение по условию (8.9): / > 635,8 / 1,3 = 489,1 А.

доп ' ⁷ '

Так как 355 < 489,1, то принятый кабель по условию нагрева не допускается. Сечение жилы площадью 240 мм² является максималь­ным для трехжильных кабелей 10 кВ. Следовательно, для каждой линии необходимо выбрать по два кабеля, прокладываемых совмес­тно в одной траншее. Примем расстояние между кабелями в свету равным 200 мм. В этом случае поправочный коэффициент к_г- 0,92 [4].

Расчетный ток каждого кабеля в послеаварийном режиме / =635,8/2 = 317,9 А.

Согласно условию (8.9)

/_доп > 317,9 / (1,3 • 0,92) = 265,8 А.

Этому току соответствует кабель ААШвУ-10(3х 150) с / = 275 А при прокладке в земле.

Согласно [4], проверка кабелей на нагрев токами КЗ для пучка из двух и более параллельно включенных кабелей должна осуществляться по сквозному току КЗ. Для этого определяем ток КЗ на шинах 10 кВ РП. Приняв среднее номинальное напряжение сети С/ _ном= 10,5 кВ, вы-

229

ПРОЕКТИРОВАНИЕ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

числяем реактивность системы относительно шин 10,5 кВ подстанции по выражению

- -^и«'"°" ■ - - ^Ю'⁵ =0,66 Ом.

^L S-L,' ' S-9,2 Для кабелей ААШвУ-10(Зх150) удельное индуктивное сопротивле­ние х₀= 0,079 Ом/км. Реактивное сопротивление линии, состоящей из двух параллельных кабелей, определяется по формуле

х =--х_а-1; х =-0,079-1,5=0,06 Ом. ⁴ 2 '2

Суммарное индуктивное сопротивление схемы относительно точ­ки КЗ

х_т = х + х ; x_v = 0,66 + 0,06 = 0,72 Ом.

2. с л' X ' ' '

Ток трехфазного КЗ на шинах РП

/ ₂=^р^; I ₂ = 1.⁰'⁵ =8,43 кА. л/З-х^ °° 43-0,72

Тепловой импульс тока КЗ

В_к = (8,43 • 10³)²- (1,6 + 0,01) = 114,4 • 10⁶ А²-с. Минимальная площадь сечения жил по термической стойкости

F_m=J 114,4-10⁶/100= 107 мм². Термически устойчивым является сечение площадью 120 мм². Выбираем для каждой линии по два кабеля ААШвУ-10(3x150). При этом определяющим явилось условие нагрева расчетным током в послеаварийном режиме.