6.1 Выбор сечения проводов вл-35 кВ

Уточним потери мощности в трансформаторах ГПП, найденные ранее по приближенным формулам (27), (28)

кВт,

квар,

где – коэффициент загрузки трансформаторов ГПП в нормальном режиме;

– число трансформаторов на ГПП;

– номинальные параметры трансформаторов ГПП (табл.14);

– расчетная нагрузка на шинах 10 кВ ГПП (табл.13).

Расчетная нагрузка в ЛЭП-35 кВ (на шинах ВН ГПП)

кВт,

квар,

кВА,

где – расчетные нагрузки на шинах НН ГПП (табл.13).

Ток нормального режима в ЛЭП-35 кВ

А, (35)

где – число цепей ЛЭП-35 кВ.

Ток максимальный расчетный ток послеаварийного режима

А. (36)

Сечение выберем по экономической плотности тока. По [2, таблица 1.3.36] для неизолированных алюминиевых проводников, при ч принимаем  А/мм² , где ч – время использования максимальной нагрузки в среднем для текстильных предприятий [8, таблица 24-29].

Экономически целесообразное сечение

мм². (37)

Принимаем провод марки АС-50/8 с параметрами =0,65 Ом/км, =0,392 Ом/км [10, табл.3-16], =210 А [2, табл.1.3.29]. Линию выполняем на железобетонных опорах типа ПБ35-1в со среднегеометрическим расстоянием между проводами фаз м [10, табл.3-12].

Выбранное сечение проводов удовлетворяет условию допустимого нагрева в максимальном послеаварийном режиме

. (38)

Сопротивления линии:

, (39)

где =15,2 км – протяженность ЛЭП по заданию.

Потери напряжения в линии в нормальном режиме равны

, (40)

что меньше располагаемых потерь.

Таким образом, принятое сечение АС-50/8 удовлетворяет всем условиям выбора.

1. Выбор сечений и марок кабелей внутреннего электроснабжения, напряжением 10 кВ

В целом сечения КЛ-10 кВ к цеховым ТП выбираются аналогично ВЛ-35 кВ.

Найдем расчетные нагрузки ТП со стороны ВН. Исходные данные по нагрузкам ТП на шинах 0,4 кВ принимаем по табл.11. Причем, расчетную реактивную мощность принимаем с учетом выбранных устройств компенсации (графа 8). Потери мощности в трансформаторах ТП принимаем по табл.12. Например, для ТП1 получим

кВт,

квар.

Для остальных ТП расчеты выполняем аналогично. Результаты заносим в табл.15.

Таблица 15 – Расчетные нагрузки цеховых ТП со стороны ВН трансформаторов

№ ТП	Pр, кВт	Qр-Qнк, квар	Число и тип трансформаторов	P, кВт	Q, квар	Pр.вн, кВт	Qр.вн, квар
1	2	3	4	6	7	8	9
ТП1	793,17	271,59	2хТМЗ-630/10/0,4	10,09	76,58	803,26	348,17
ТП2	748,92	441,4	2хТМЗ-630/10/0,4	10,6	79,31	759,52	520,71
ТП3	737,77	430,38	2хТМЗ-630/10/0,4	10,34	77,95	748,11	508,33
ТП4	857,94	413,44	2хТМЗ-630/10/0,4	12,04	87,11	869,98	500,55
ТП5	733,95	679,94	2хТМЗ-630/10/0,4	12,94	91,96	746,89	771,9
ТП6	683,44	86,34	2хТМЗ-630/10/0,4	7,9	64,8	691,34	151,14
ТП7	780	630,66	2хТМЗ-1000/10/6	10,43	35,07	790,43	665,73

Расчетные нагрузки линий найдем в зависимости от схемы электроснабжения ТП (рис.3).

ТП2, 3, 4, 5 и 7 питаются по радиальным двухцепным и одноцепным линиями W2, W3, W4, W5 и W7. Для них, без учета зарядной мощности, нагрузки равны нагрузкам соответствующих ТП.

ТП1 и 6 получают питание по схеме двойной сквозной магистрали. Расчетная схема нормального режима представлена на рис.4.

Рисунок 4 – Расчетная схема магистрали ГПП-ТП6-ТП1

Нагрузка W1 равна нагрузке ТП1. По первому закону Кирхгоффа нагрузка W6 равна сумме нагрузок W1 и ТП6. Результаты расчета представлены на рис.4 и в табл.16.

Расчетные токи нормального и максимального послеаварийного режимов найдем по формулам (35), (36). Например, для W2, на головном участке магистрали от ГПП до ТП1, получим

Ток нормального режима W2

А,

где – число цепей W2.

Максимальный расчетный ток послеаварийного режима

А.

Экономически целесообразное сечение

мм²,

где  А/мм² экономическая плотность тока для кабелей с алюминиевыми жилами с бумажной изоляцией для ч [2, таблица 1.3.36].

Выбираем кабель марки ААШв(3×25) с ближайшим к сечением, удовлетворяющий условию нагрева в максимальном послеаварийном режиме. Для этого кабеля допустимый ток при прокладке в земле равен =60 А [2, табл.1.3.16]. Для двух кабелей, лежащих в траншее рядом, понижающий коэффициент =1 [2]. Условие допустимости нагрева максимальным рабочим током выполняется

А.

Удельные сопротивления кабеля =1,25 Ом/км, =0,099 Ом/км принимаем по [10, табл.4-79]. При протяженности кабельной трассы L=0,225 км сопротивления одной цепи равны

Ом, Ом.

Таблица 15. Выбор кабелей 10 кВ.

ЛЭП	Начало	Конец	Способ прокладки	Длина, км	Pр, кВт	Qр, квар	Iр, А	Iр.а, А	Fэ, мм2	Марка	Iдоп, А	kсп	kспIдоп, А	Rо, Ом/км	Xо, Ом/км	R, Ом	X, Ом	U%
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19
W1	ТП6	ТП1	по стене на скобах	0,198	807,29	288,72	24,75	49,50	17,68	ААШв(3×25)*	60	1	60	1,25	0,099	0,248	0,020	0,103
W2	ГПП	ТП2	по стене на скобах	0,225	762,09	443,53	25,45	50,91	18,18	ААШв(3×25)	60	1	60	1,25	0,099	0,281	0,022	0,112
W3	ГПП	ТП3	по стене на скобах	0,048	761,12	443,89	25,44	50,87	18,17	ААШв(3×25)	60	1	60	1,25	0,099	0,060	0,005	0,024
W4	ГПП	ТП4	в траншее	0,08	767,31	367,66	24,56	49,12	17,54	ААШв(3×25)	60	1	60	1,25	0,099	0,100	0,008	0,040
W5	ГПП	ТП5	в траншее	0,453	631,59	600,86	25,17	50,33	17,98	ААШв(3×25)	60	1	60	1,24	0,099	0,562	0,045	0,191
W6	ГПП	ТП6	в траншее	0,052	1644,29	479,2	49,44	98,88	35,32	ААШв(3×50)	105	1	105	1,24	0,099	0,064	0,005	0,054
W7	ГПП	ТП7	в траншее	0,02	765	630,66	28,62	57,24	20,44	ААШв(3×25)	60	1	60	1,24	0,099	0,025	0,002	0,010
W8	ТП7	РУ1	в траншее	0,057	585	438,75	35,18	70,36	25,13	ААШв(3×25)	60	1	60	0,091	0,099	0,005	0,006	0,003
W9	ТП7	РУ2	в траншее	0,338	22,5	38,97	2,17	4,33	1,55	ААШв(3×10)	15	1	15	3,1	0,11	1,048	0,037	0,013
W10	ТП7	РУ3	в траншее	0,374	67,5	116,91	6,50	12,99	4,64	ААШв(3×10)	15	1	15	3,1	0,11	1,159	0,041	0,042

* – сечения приняты по условию термической стойкости к токам КЗ.

Потери напряжения в линии в нормальном режиме равны

,

что значительно меньше располагаемых потерь.

Проверка выбранного сечения по термической стойкости к токам КЗ выполнена в разделе расчета токов КЗ.

Выбранное сечение удовлетворяет всем необходимым условиям и окончательно принимается. Для остальных ЛЭП 10 кВ сечения выбираем аналогично. Результаты заносим в таблицу 15.