47265

Электроснабжение жилого района города

Дипломная

Энергетика

Проверка выбранных сечений жил кабелей 380 В по допустимым потерям напряжения. Проверка кабелей 10 кВ по потерям напряжения. КАЧЕСТВО НАПРЯЖЕНИЯ НА ЭЛЕКТРОПРИЕМНИКАХ ЖИЛЫХ И ОБЩЕСТВЕННЫХ ЗДАНИЙ. Оценка обеспечение качества напряжения по его отклонениям от номинального.

Русский

2013-11-27

1.21 MB

63 чел.

МЭИ (ТУ)

Кафедра электроэнергетических систем

Дипломная работа

«Электроснабжение жилого района города»

Выполнила: Силушина Л.Г.

Группа: Э-09-06

Проверил: Свешникова Е.Ю.

Москва 2011г.

Содержание.

Введение   .   .   .   .   .   .   .   .   .    .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .    3

1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЗАДАЧ ПРОЕКТИРОВАНИЯ.    5

1.1. Экспликация нагрузок жилых и общественных зданий.   .   .   .   .5

2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЕТНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ  НАГРУ-

ЗОК ПОТРЕБИТЕЛЕЙ МИКРОРАЙОНА.   .   .   .   .   .   .   .   .   7 

2.1. Определение расчетных электрических нагрузок жилых зданий на шинах ВРУ.   .   .   .   .   .   .   .   .    .   .   .   .   .   .   .   .   .    .   .   .   .   . 7

2.2. Определение расчетных нагрузок общественных зданий    .   .   . 8  

2.3. Определение расчетной нагрузки наружного освещения.   .   .   11

2.4. Определение расчетной нагрузки микрорайона.   .   .   .   .   .   .  11

3. ВЫБОР МОЩНОСТИ И ТИПА ТРАНСФОРМАТОРНЫХ ПОДСТАНЦИЙ 10/0,4 КВ И ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАСПРЕДЕ-ЛИТЕЛЬНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ 380 В.  .  .  .  .  .  .  .   13

3.1 Выбор мощности и типа трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ   .   .    .    .   .   .  .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   . 13

3.2 Формирование и выбор схемы и параметров распределительных сетей 380 В и выбор места расположения ТП на территории микро-района.   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .  15

3.3. Выбор сечений жил кабелей 380 В по допустимому нагреву    . 22

3.4. Проверка выбранных сечений жил кабелей 380 В по допустимым потерям напряжения.   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .  23

3.5. Унификация кабелей 380 В.   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .45

3.6. Выбор оптимального варианта схемы сети 380 В по критерию минимума дисконтированных затрат.   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   67

4. ФОРМИРОВАНИЕ И ВЫБОР СТРУКТУРЫ, СХЕМЫ И ПАРА-МЕТРОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ 10 кВ РАЙОНА ГОРОДА.  45

4.1.Выбор схемы сети 10 кВ.   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .  31

4.2. Расчет потоков мощностей в сети 10 кВ.   .    .   .   .   .   .   .   .   .  32

4.3. Выбор сечений кабелей 10 кВ по экономической плотности тока. .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .  67

4.4. Проверка  кабелей 10 кВ по допустимому нагреву.   .   .   .   .   . 67

4.5. Проверка  кабелей 10 кВ по стойкости к токам КЗ.   .   .   .   .   .  67

4.6. Проверка  кабелей 10 кВ по потерям напряжения.   .   .   .   .   .   67

4.7. Унификация сечений кабелей 10 кВ.   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   . 67

4.8. Расчет капиталовложений в сеть 10 кВ.   .   .   .   .   .   .   .   .   .   . 67

5. КАЧЕСТВО НАПРЯЖЕНИЯ НА ЭЛЕКТРОПРИЕМНИКАХ ЖИЛЫХ И ОБЩЕСТВЕННЫХ ЗДАНИЙ.   .   .   .   .   .   .   .   .   .   . 67

5.1. Оценка обеспечение качества напряжения по его отклонениям от номинального. .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .42

5.2. Оценка и обеспечение качества напряжения по размаху его изме-нений    .   .   .   .     .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .  45

6.ВЫБОР СРЕДСТВ ЗАЩИТЫ ОТ ТОКОВ КОРОТКИХ ЗАМЫ-КАНИЙ  И ОДНОФАЗНЫХЗАМЫКАНИЙ НА ЗЕМЛЮ СЕТИ 380 В И ТРАНСФОРМАТОРОВ 10/0,4 кВ.   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .   .  47

7. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОСНОВНЫХ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ СПРОЕКТИРОВАННОЙ СЕТИ.   .   .   .   .   .   .   67

Содержание.    .    .     .      .  .    .   .    .      .    .    .    .    .   .   .    .    .    .    . 55


Введение.

Работа состоит из семи разделов.

Первый раздел «Общая характеристика задач проектирования» дает краткую характеристику потребителям микрорайона города. В нем приводятся данные, по которым производится определение расчетных нагрузок.

Второй раздел работы «Определение расчетных электрических нагрузок потребителей и микрорайона» включает в себя расчет электрических нагрузок потребителей жилых и общественных зданий, осветительной нагрузки и микрорайона в целом. Это позволяет в дальнейшем приступить к проектированию распределительных сетей 0,38 кВ и 10 кВ.

В третьем разделе «Выбор мощности и типа трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ и проектирование распределительных сетей 0,38 кВ  »  на основе результатов расчетов раздела 2 проводится выбор мощности и типа трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ и  проектирование распределительных сетей 0,38 кВ. А также их технико-экономическое сравнение и выбор лучшего варианта по критерию минимума дисконтированных затрат.

В четвертом разделе «Формирование и выбор структуры, схемы и параметров электрических сетей 10 кВ района города»  определяется тип схем питающих и распределительных сетей 10 кВ, выбор типа и сечения кабеля 10 кВ.

В пятом разделе «Качество напряжения на электроприемниках жилых и общественных зданий микрорайона» проводится оценка и обеспечение качества напряжения по его отклонениям от номинального и по размаху изменений напряжения.

В шестом разделе проводится расчет и выбор средств защиты от КЗ трансформаторов 10/0,4 кВ ТП и распределительных КЛ 380В.

В седьмом разделе проводится окончательный расчет технико-экономических показателей спроектированной сети.

  1.  ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЗАДАЧ ПРОЕКТИРОВАНИЯ

В данном курсовом проекте необходимо спроектировать электрические сети 380 В и 10 кВ системы электроснабжения жилого района города, содержащей 3 микрорайона и располагающегося в Московской области РФ. Электроснабжение будет осуществляться от двух ПС, расположенных в 2 и 3 км от рассматриваемого района. На шинах 10 кВ данного источника питания расчетное значение тока короткого замыкания равно 13 кА. В жилых зданиях устанавливаются электрические кухонные плиты. Подача горячей воды и отопление осуществляется от ТЭЦ.

  1.  Экспликация нагрузок жилых и общественных зданий.

Таблица 1. Жилые здания.

№ объекта

Количество этажей

Количество секций

Количество квартир на этаже

1,2,3,4

14

2

4

5

14

3

4

8

17

5

4

11

17

6

4

12,15,20,21

17

3

4

14

17

7

4

16

17

8

4

23,24,27,28

14

2

4

Таблица 2. Общественные здания.

№ объекта

наименование

Число ед. измер.

6

Отделение милиции

1080

м2

7

ПТУ

300

учащ.

9

Аптека

720

м2

10,13

Универсам

560

м2

17,18

Д/сад

200

учащ.

19

Школа

850

учащ.

22

Поликлиника

600

посещ.

25

КБО

30

мест

26

Универмаг

1300

м2

  1.  ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСЧЕТНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК ПОТРЕБИТЕЛЕЙ МИКРОРАЙОНА.

2.1. Определение расчетных электрических нагрузок жилых зданий на шинах ВРУ.

Расчетная нагрузка жилого здания (квартир и силовых электроприемников (ЭП)) , кВт, определяется по формуле:

(1)

где   – расчетная электрическая нагрузка квартир, приведенная к вводу жилого здания;

– расчетная нагрузка силовых ЭП жилого здания;

– коэффициент участия в максимуме нагрузки силовых ЭП (равен 0,9).

Расчетная электрическая нагрузка квартир, приведенная к вводу жилого здания, определяется по формуле:

(2)

где   - удельная расчетная электрическая нагрузка одной квартиры, определяемая в зависимости от количества квартир;

 - количество квартир.

Расчетная нагрузка силовых ЭП, приведенная к вводу жилого здания, определяется по формуле:

(3)

Расчетная нагрузка лифтовых установок:

(4)

где   – номинальная мощность лифтовой установки, определяемая в зависимости от типа лифта и этажности здания;

 - количество лифтовых установок;

- коэффициент спроса.

Расчетная нагрузка санитарно-технических устройств (насосов водоснабжения, вентиляторов и т.п.):

(5)

где   – номинальная мощность СТУ;

- коэффициент спроса.

Пример расчета жилого здания №11:

Расчет количества квартир:

Для остальных жилых домов расчет аналогичен. Результаты расчетов сведены в таблицу 3.

Таблица 3. Количество квартир в жилых зданиях.

№ здания

1,2,3,4

14

2

4

112

5

14

3

4

168

8

17

5

4

340

11

17

6

4

408

12,15,20,21

17

3

4

204

14

17

7

4

476

16

17

8

4

544

23,24,27,28

14

2

4

112

Для типовых квартир с электрическими плитами мощностью до 8,5 кВт из [1] определяем:

Для 400 кв:      

Для 600 кв:      

Интерполируя, получаем:

Расчетная нагрузка квартир:

Для остальных зданий расчет аналогичен. Результаты расчетов сведены в таблицу 4.

Таблица 4. Расчетные нагрузки квартир.

№ здания

1,2,3,4

1,483

166,118

5

1,405

236,006

8

1,297

440,98

11

1,268

517,507

12,15,20,21

1,358

277,073

14

1,255

597,285

16

1,241

675,213

23,24,27,28

1,483

166,118

Количество лифтовых установок:

Для остальных зданий расчет аналогичен. Результаты расчетов сведены в таблицу 5.

Таблица 5. Количество лифтовых установок в жилых зданиях.

№ здания

пасс

груз

пасс

груз

1,2,3,4

14

2

1

1

2

2

5

14

3

1

1

3

3

8

17

5

1

1

5

5

11

17

6

1

1

6

6

12,15,20,21

17

3

1

1

3

3

14

17

7

1

1

7

7

16

17

8

1

1

8

8

23,24,27,28

14

2

1

1

2

2

Согласно [1, табл.2.1.2] определяем коэффициент спроса:

Для 10 эт:        

Для 20 эт:        

Интерполируя, получаем:

Для 17-ти этажного здания номинальная мощность лифтовой установки:

- пассажирский лифт.

- грузовой лифт.

Тогда расчетная нагрузка лифтовых установок будет равна:

Для остальных зданий расчет аналогичен. Результаты расчетов сведены в таблицу 6.

Таблица 6. Расчетные нагрузки лифтовых установок в жилых зданиях.

№ здания

пасс

груз

1,2,3,4

0,8

7

7

22,4

5

0,75

7

7

31,5

8

0,6

7

7

42

11

0,58

7

7

48,72

12,15,20,21

0,75

7

7

31,5

14

0,56

7

7

54,88

16

0,54

7

7

60,48

23,24,27,28

0,8

7

7

22,4

Расчетная нагрузка сантехнических устройств равна:

Для остальных зданий расчет аналогичен. Результаты расчетов сведены в таблицу 7.

Таблица 7. Расчетные нагрузки сантехнических устройств жилых зданий.

№ здания

1,2,3,4

5,6

5

8,4

8

17

11

20,4

12,15,20,21

10,2

14

23,8

16

27,2

23,24,27,28

5,6

Активная расчетная нагрузка жилого здания:

Реактивная расчетная нагрузка жилого здания:

Согласно [1, табл.2.1.4] определяем расчетные коэффициенты реактивной мощности:

Полная расчетная нагрузка жилого здания:

Для остальных зданий расчет аналогичен. Результаты расчетов сведены в таблицу 8.

Таблица 8. Расчетные нагрузки жилых зданий.

№ здания

1,2,3,4

191,318

60,591

200,684

5

271,916

86,041

285,204

8

494,080

143,897

514,608

11

579,715

168,574

603,727

12,15,20,21

314,603

95,469

328,769

14

668,097

193,311

695,501

16

754,125

217,088

784,749

23,24,27,28

191,318

60,591

200,684

2.2.Определение расчетных нагрузок общественных зданий.

При коммунально-общественных потребителях (магазины и т.п.), встроенных в жилые здания или присоединенных к ним, осуществляются раздельные вводные распределительные устройства 380 В для жилой и общественной частей здания. Соответственно раздельно определяются их расчетные нагрузки.

Для общественных зданий используется метод удельных нагрузок:

(6)

где   - удельная расчетная электрическая нагрузка общественного здания;

 – число единиц измерения.

(7)

Пример расчета общественного здания №7:

Согласно [1, табл.2.2.1] определяем удельную расчетную электрическую нагрузку общественного здания и расчетный коэффициент реактивной мощности:

Активная расчетная нагрузка общественного здания:

Реактивная расчетная нагрузка общественного здания:

Полная расчетная нагрузка общественного здания:

Для остальных зданий расчет аналогичен. Результаты расчетов сведены в таблицы 9 и 10.

Таблица 9. Удельные расчетные нагрузки и расчетные коэффициенты реактивной мощности общественных зданий.

№ объекта

наименование

Число ед. измер.

6

Отделение милиции

1080

м2

0,054

0,57

0,6

7

ПТУ

300

учащ.

0,46

0,43

0,4

9

Аптека

720

м2

0,16

0,48

0,6

10,13

Универсам

560

м2

0,25

0,75

0,8

17,18

Д/сад

200

учащ.

0,46

0,25

0,4

19

Школа

850

учащ.

0,25

0,38

0,4

22

Поликлиника

600

посещ.

0,18

0,43

0,7

25

КБО

30

мест

1,5

0,57

0,6

26

Универмаг

1300

м2

0,16

0,48

0,6

Таблица 10. Расчетные нагрузки общественных зданий.

№ объекта

6

58,32

33,242

67,129

7

138

59,34

150,217

9

115,2

55,296

127,784

10,13

140

105

175

17,18

92

23

94,831

19

212,5

80,75

227,325

22

108

46,44

117,561

25

45

25,65

51,797

26

208

99,84

230,721

2.3.Определение расчетной нагрузки наружного освещения.

Общая площадь микрорайона:

Площадь застройки:

Площадь внутриквартальной территории:

В составе потребителей электроэнергии микрорайона города следует учитывать наружное электрическое освещение улиц и площадей, а также освещение внутриквартальной территории свободной от застройки.

Удельные расчетные нагрузки освещения:

освещение улиц и площадей – 42 кВт/км

внутриквартальные территории – 1,2 кВт/га

Расчетные нагрузки освещения улиц и площадей:

Расчетные нагрузки внутриквартального освещения:

Расчетные нагрузки освещения:

2.4.Определение расчетной нагрузки микрорайона.

Так как суммарная расчетная нагрузка жилых зданий больше, чем общественных, то формула для определения расчетной нагрузки на шинах 380 В ТП будет иметь вид:

(8)

Все жилые здания эквивалентируются в одно абстрактное с суммарным количеством квартир и суммарным количеством лифтовых установок, для которого определяется расчетная нагрузка как для одного здания по следующему выражению:

Вспомогательные данные для расчета сведены в таблицу 11.

Таблица 11. Вспомогательные данные.

17

2584

1,19

76

0,4

7

14

1064

1,19

38

0,4

7

Σ

3648

  1.  ВЫБОР МОЩНОСТИ И ТИПА ТРАНСФОРМАТОРНЫХ ПОДСТАНЦИЙ 10/0,4 КВ И ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ 380 В.

3.1.Выбор мощности и типа трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ.

Все вновь проектируемые распределительные электрические сети до 1000 В жилых районов городов и населенных пунктов должны выполняться при напряжении 380 В трехфазными четырехпроходными с глухим заземлением нейтрали.

Проектирование РЭС городов должно проводиться исходя из требований обеспечения комплексного централизованного электроснабжения всех потребителей, расположенных в зоне действия электрических сетей рассматриваемого источника питания, а также комплексного подхода к выбору схем электроснабжения потребителей с учетом возможностей и экономической целесообразности технологического резервирования.

Проектирование этих сетей осуществляется совместно с выбором мощности и количества устанавливаемых в трансформаторных подстанциях 30/0,38 кВ (ТП) трансформаторов, что обусловлено тесной технологической взаимосвязью схемы и параметров сетей 380 В и ТП и их технико-экономическими показателями. При этом существенное значение имеет задача обеспечения обоснованной надежности электроснабжения потребителей.

Большая часть приемников и потребителей электроэнергии жилых районов города относится ко II категории, перерыв в электроснабжении которых связан с нарушением нормальной деятельности значительного количества городских жителей, но не приводит к тяжелым последствиям при ограничении длительности этого перерыва. Потребители II категории должны обеспечиваться сетевым резервом, ввод которого разрешается производить действиями оперативного персонала. Лишь единичные электроприемники или их группы в жилых районах относятся к I категории по требованиям надежности электроснабжения. Основным решением задачи обеспечения надежности электроснабжения потребителей, содержащих электроприемники I категории, является применение АВР в ТП, на вводах к потребителю и электроприемнику. В некоторых случаях отсутствуют резервные линии 380 В и АВР у электроприемника, если имеются резервирующие установки, как, например, по две лифтовых установки в каждой секции многоэтажных зданий.

Отмеченные положения обусловливают специфику выбора количества и мощности трансформаторов ТП в увязке со схемой и параметрами электрической сети 380 В.

Понятие мощности ТП может иметь две интерпретации, первой из которых является наибольшая расчетная нагрузка такой подстанции, а вторая—  установленная мощность трансформаторов подстанции, равная суммарной номинальной мощности трансформаторов одной ТП.

При проектировании в первую очередь определяется (по техническим и технико-экономическим соображениям и расчетам) наибольшая расчетная нагрузка ТП. Далее в зависимости от требований к надежности электроснабжения и схемных решений по сетям 10 и 0,38 кВ, а также с учетом допустимых систематических и кратковременных перегрузок трансформаторов, выбирается количество и номинальная мощность последних.

Основным фактором, влияющим на экономически целесообразную мощность городских ТП, является поверхностная плотность электрической нагрузки в рассматриваемом жилом районе:

(9)

где  – суммарная расчетная активная нагрузка микрорайона;

– площадь микрорайона.

Поверхностная плотность активной нагрузки:

Поверхностная плотность полной нагрузки:

При  ТП выполняются двухтрансформаторными.

Ориентировочное расчетное выражение экономически целесообразной мощности отдельностоящих ТП 10/0,38 кВ:

При  целесообразно устанавливать в городских ТП два трансформатора по 630 кВА.

Рассмотрим два варианта схемы сети 0,4 кВ:

  1.  с установкой на ТП двух трансформаторов мощностью 2х1000 кВА;
  2.  с установкой на ТП двух трансформаторов мощностью 2х1250 кВА.

При взаимном резервировании трансформаторов городских ТП 10/0,38кВ выбор номинальной мощности этих трансформаторов производится с учетом допустимой перегрузки в послеаварийном режимах до 140%.

Первый вариант:

Второй вариант:

3.2.Формирование и выбор схемы и параметров распределительных сетей 380 В и выбор места расположения ТП на территории микрорайона.

Экономически целесообразное расположение ТП на территории микрорайонов приблизительно соответствует «центру нагрузок», питаемых каждой подстанцией. «Центр нагрузок» определяется аналогично центру тяжести на плоскости, где расположены силы веса некоторой группы масс. ТП должна располагаться вблизи внутриквартальных проездов на расстоянии не менее 10 м от зданий, но не должна сооружаться в центральных частях зон озеленения, отдыха, спорт- и детских площадок и т. п. так же, как и на «красной линии» квартала. Если одно из зданий рассматриваемой зоны имеет существенно большую расчетную нагрузку, то ТП следует располагать вблизи такого здания (в нашем микрорайоне это многоэтажные здания).

«Центр нагрузок»  определяется аналогично центру тяжести на плоскости, где расположены силы веса некоторой группы масс:

(10)

(11)

где   координаты «центра нагрузок», соответственно по                       горизонтальной и вертикальной осям координат;

расчетная нагрузка одного потребителя, в данном случае – здания;

сумма расчетных нагрузок, питающихся от одной ТП.

Для примера рассчитаем расположение ТП2 для второго варианта формирования схемы сети:

Определим из заданной схемы микрорайона координаты каждого здания, питающегося от данной ТП, занесем данные в таблицу 12, также занесем расчетную нагрузку каждого здания:

Таблица 12. Определение местоположения ТП1.

Здание

1

2

6

7

16

1,791

2,197

4,537

4,828

9,918

17,109

14,971

17,011

14,536

17,108

200,684

200,684

67,129

150,217

784,749

Для остальных ТП расчет аналогичен, данные по расположению занесены в таблицу 13.

Таблица 13. Определение местоположения ТП для варианта 2.

ТП

1

2

3

4

5

2,903

6,850

12,138

11,056

21,728

8,165

16,523

9,171

2,562

8,260

Для варианта 1 размещения ТП приведем аналогичную таблицу 14, в которой определены координаты размещения ТП.

Таблица 14. Определение местоположения ТП для варианта 1.

ТП

1

2

3

4

3,210

9,647

10,938

20,392

9,880

2,655

15,362

7,810

 На рис.1 показана нагрузка по домам.

На рис.2 и рис.3 показаны соответственно 1 и 2 варианты схем сети 380 В.

Рис.1. Расчетная нагрузка зданий. (заменить на новый нг-ка зд. 8 изменилась на 514,608)

Рис.2. Схема сети 380 В (вариант 1). (заменить на новый нг-ка зд. 8 изменилась на 514,608)

Рис.3. Схема сети 380 В (вариант 2). (заменить на новый нг-ка зд. 8 изменилась на 514,608)

Таблица 15. Загрузка ТП в нормальном режиме.

№ варианта

и

№ ТП

1 вар

1250

1

1362,386

455,459

1436,503

0,57

2

1536,320

474,013

1607,783

0,64

3

1420,300

425,200

1482,581

0,59

4

1367,446

425,440

1432,100

0,57

2 вар

1000

1

1168,262

394,322

1233,015

0,62

2

1119,994

330,249

1167,669

0,58

3

1084,182

332,536

1134,033

0,57

4

1279,514

402,936

1341,460

0,67

5

1119,066

364,115

1176,813

0,59

3.3.Выбор сечений жил кабелей 380 В по допустимому нагреву.

Все линии в сети 380 В выполнены кабелями марки АПвБбШп-1 с  изоляцией из сшитого полиэтилена. Кабели должны удовлетворять требованиям допустимого нагрева как в нормальном, так и в послеаварийном режимах.

Сечение жил кабелей 380В должно определяться по току в нормальном и послеаварийных режимах. Для этого нам надо знать нагрузки на ВРУ общественных и жилых зданий. В многосекционных зданиях  обычно от одного ВРУ 380 В питается 2-3 жилые секции.

Методика расчета нагрузок на ВРУ жилых и общественных зданий аналогична методике, описанной в первом разделе.

Условие выбора сечения жил 380 В:

Длительно допустимый ток:

(12)

где  – допустимый длительный ток для кабеля 380 В, прокладываемых в земле;

– поправочный коэффициент на количество работающих кабелей, лежащих рядом в земле; 

– поправочный коэффициент на токи для кабелей, неизолированных и изолированных проводов и шин в зависимости от температуры земли и воздуха;

– коэффициент загрузки кабеля в нормальном режиме или коэффициент перегрузки в послеаварийном режиме;

– для фактической температуры среды +5ºС;

– для нормального режима для кабелей с изоляцией из СПЭ;

 для нормального режима для кабелей с изоляцией из СПЭ;

– расчетный ток в нормальном режиме;

(13)

Для двухцепной линии п/ав режимом является отключение одного кабеля, для четырехцепной – отключение двух кабелей.

Пример выбора кабеля для ТП№3 питание дома №16 ВРУ №1, 1-ый вариант:

Допустимый длительный ток для кабеля сечением 240 мм2:

т.к.  сечение   не удовлетворяет условию проверки сечения жил кабелей по нагреву в нормальном режиме.

Следует увеличить количество кабелей в траншее до четырех.

Допустимый длительный ток для кабеля сечением 150 мм2:

Проверка выбранного сечения кабельной линии по условию нагрева в п/ав режимах:

т.к.   сечение   удовлетворяет условию проверки сечения жил кабелей по нагреву в п/ав режимах.

Для остальных кабелей расчет аналогичен. Результаты расчета сведены в таблицы 16 и 17.


Таблица 16. Выбор сечений жил кабелей по допустимому нагреву для варианта 1.

кабель

ТП1

2

191,318

60,591

200,684

2

1

0,8

0,85

152,454

304,907

150

310

184,016

326,793

3

191,318

60,591

200,684

2

1

0,9

1

152,454

304,907

120

272

181,642

337,334

4

191,318

60,591

200,684

2

1

0,9

1

152,454

304,907

120

272

181,642

337,334

5

271,916

86,041

285,204

2

1

0,9

1

216,662

433,323

240

401

267,788

497,320

8 ВРУ 1

314,603

95,469

328,769

4

2

0,75

0,8

124,878

249,757

120

272

151,368

269,868

8 ВРУ 2

223,426

67,606

233,430

2

1

0,75

0,78

177,330

354,660

240

401

223,157

387,910

7

138,000

59,340

150,217

2

1

0,8

0,85

114,116

228,232

95

240

142,464

253,001

9

115,200

55,296

127,784

2

1

0,8

0,85

97,074

194,147

70

201

119,314

211,888

10

140,000

105,000

175,000

2

1

0,8

0,85

132,942

265,885

120

272

161,459

286,734

ТП2

11 ВРУ 1

314,603

95,469

328,769

4

2

0,8

0,9

124,878

249,757

95

240

142,464

267,883

11 ВРУ 2

314,603

95,469

328,769

4

2

0,8

0,9

124,878

249,757

95

240

142,464

267,883

14 ВРУ 1

407,367

121,205

425,016

4

2

0,8

0,9

161,436

322,873

150

310

184,016

346,016

14 ВРУ 2

314,603

95,469

328,769

4

2

0,8

0,9

124,878

249,757

95

240

142,464

267,883

15

314,603

95,469

328,769

4

2

0,8

0,9

124,878

249,757

95

240

142,464

267,883

13

140,000

105,000

175,000

2

1

0,9

1

132,942

265,885

95

240

160,272

297,648

ТП3

1

191,318

60,591

200,684

2

1

0,8

0,85

152,454

304,907

150

310

184,016

326,793

16 ВРУ 1

407,367

121,205

425,016

4

2

0,8

0,9

161,436

322,873

150

310

184,016

346,016

16 ВРУ 2

407,367

121,205

425,016

4

2

0,8

0,9

161,436

322,873

150

310

184,016

346,016

20

314,603

95,469

328,769

4

2

0,8

0,9

124,878

249,757

95

240

142,464

267,883

6

58,320

33,242

67,129

2

1

0,8

0,85

50,996

101,992

35

137

81,323

144,421

17

92,000

23,000

94,831

2

1

0,9

1

72,041

144,081

35

137

91,489

169,907

18

92,000

23,000

94,831

2

1

0,9

1

72,041

144,081

35

137

91,489

169,907

19

212,500

80,750

227,325

2

1

0,9

1

172,693

345,385

150

310

207,018

384,462


Таблица 16. Продолжение.

кабель

ТП4

23

191,318

60,591

200,684

2

1

0,75

0,78

152,454

304,907

185

348

193,662

336,640

24

191,318

60,591

200,684

2

1

0,8

0,85

152,454

304,907

150

310

184,016

326,793

27

191,318

60,591

200,684

2

1

0,75

0,8

152,454

304,907

150

310

172,515

307,570

28

191,318

60,591

200,684

2

1

0,9

1

152,454

304,907

120

272

181,642

337,334

12

314,603

95,469

328,769

4

2

0,8

0,9

124,878

249,757

95

240

142,464

267,883

21

314,603

95,469

328,769

4

2

0,75

0,8

124,878

249,757

120

272

151,368

269,868

22

108,000

46,440

117,561

2

1

0,75

0,78

89,308

178,616

70

201

111,857

194,439

25

45,000

25,650

51,797

2

1

0,8

0,85

39,349

78,697

35

137

81,323

144,421

26

208,000

99,840

230,721

2

1

0,75

0,78

175,272

350,544

240

401

223,157

387,910

Таблица 17. Выбор сечений жил кабелей по допустимому нагреву для варианта 2.

кабель

ТП1

3

191,318

60,591

200,684

2

1

0,9

1

152,454

304,907

120

272

181,642

337,334

4

191,318

60,591

200,684

2

1

0,9

1

152,454

304,907

120

272

181,642

337,334

5

271,916

86,041

285,204

2

1

0,9

1

216,662

433,323

240

401

267,788

497,320

8 ВРУ 1

314,603

95,469

328,769

4

2

0,75

0,8

124,878

249,757

120

272

151,368

269,868

8 ВРУ 2

223,426

67,606

233,430

2

1

0,75

0,78

177,330

354,660

240

401

223,157

387,910

9

115,200

55,296

127,784

2

1

0,8

0,85

97,074

194,147

70

201

119,314

211,888

10

140,000

105,000

175,000

2

1

0,8

0,85

132,942

265,885

120

272

161,459

286,734

ТП2

1

191,318

60,591

200,684

2

1

0,8

0,85

152,454

304,907

150

310

184,016

326,793

2

191,318

60,591

200,684

2

1

0,9

1

152,454

304,907

120

272

181,642

337,334

16 ВРУ 1

407,367

121,205

425,016

4

2

0,8

0,9

161,436

322,873

150

310

184,016

346,016

16 ВРУ 2

407,367

121,205

425,016

4

2

0,8

0,9

161,436

322,873

150

310

184,016

346,016

6

58,320

33,242

67,129

2

1

0,8

0,85

50,996

101,992

35

137

81,323

144,421

7

138,000

59,340

150,217

2

1

0,9

1

114,116

228,232

70

201

134,228

249,280

Таблица 17. Продолжение.

кабель

ТП3

11 ВРУ 1

314,603

95,469

328,769

4

2

0,8

0,9

124,878

249,757

95

240

142,464

267,883

11 ВРУ 2

314,603

95,469

328,769

4

2

0,8

0,9

124,878

249,757

95

240

142,464

267,883

20

314,603

95,469

328,769

4

2

0,8

0,9

124,878

249,757

95

240

142,464

267,883

17

92,000

23,000

94,831

2

1

0,9

1

72,041

144,081

35

137

91,489

169,907

18

92,000

23,000

94,831

2

1

0,9

1

72,041

144,081

35

137

91,489

169,907

19

212,500

80,750

227,325

2

1

0,9

1

172,693

345,385

150

310

207,018

384,462

ТП4

12

314,603

95,469

328,769

4

2

0,8

0,9

124,878

249,757

95

240

142,464

267,883

14 ВРУ 1

407,367

121,205

425,016

4

2

0,8

0,9

161,436

322,873

150

310

184,016

346,016

14 ВРУ 2

314,603

95,469

328,769

4

2

0,8

0,9

124,878

249,757

95

240

142,464

267,883

15

314,603

95,469

328,769

4

2

0,8

0,9

124,878

249,757

95

240

142,464

267,883

13

140,000

105,000

175,000

2

1

0,9

1

132,942

265,885

95

240

160,272

297,648

ТП5

23

191,318

60,591

200,684

2

1

0,9

1

152,454

304,907

120

272

181,642

337,334

24

191,318

60,591

200,684

2

1

0,8

0,85

152,454

304,907

150

310

184,016

326,793

27

191,318

60,591

200,684

2

1

0,9

1

152,454

304,907

120

272

181,642

337,334

28

191,318

60,591

200,684

2

1

0,8

0,85

152,454

304,907

150

310

184,016

326,793

21

314,603

95,469

328,769

4

2

0,8

0,9

124,878

249,757

95

240

142,464

267,883

22

108,000

46,440

117,561

2

1

0,9

1

89,308

178,616

50

166

110,855

205,873

25

45,000

25,650

51,797

2

1

0,8

0,85

39,349

78,697

35

137

81,323

144,421

26

208,000

99,840

230,721

2

1

0,8

0,85

175,272

350,544

185

348

206,573

366,851



3.4.Проверка выбранных сечений жил кабелей 380 В по допустимым потерям напряжения.

Допустимые потери напряжения в сетях 380 В в нормальных режимах работы должны составлять не более 2,5%. В послеаварийном режиме допускаются потери до 5 %.

(14)

(15)

(16)

Пример расчета  кабеля для ТП№3 питание дома №16 ВРУ №1, 1-ый вариант:

Проверка в нормальном режиме:

Проверка в послеаварийном режиме:

Выбранное сечение удовлетворяет техническому ограничению.

Для остальных кабелей расчет аналогичен. Результаты расчета сведены в таблицы 18 и 19.


Таблица 18. Расчет потерь напряжения для варианта 1.

кабель

ТП1

2

191,318

60,591

150

0,206

0,077

103

2

1

5,974

11,947

1,57

3,14

3

191,318

60,591

120

0,253

0,078

88

2

1

6,152

12,304

1,62

3,24

4

191,318

60,591

120

0,253

0,078

40

2

1

2,796

5,593

0,74

1,47

5

271,916

86,041

240

0,125

0,076

44

2

1

2,346

4,693

0,62

1,23

8 ВРУ 1

314,603

95,469

120

0,253

0,078

39

4

2

2,233

4,467

0,59

1,18

8 ВРУ 2

223,426

67,606

240

0,125

0,076

28

2

1

1,218

2,436

0,32

0,64

7

138,000

59,340

95

0,32

0,079

82

2

1

5,270

10,541

1,39

2,77

9

115,200

55,296

70

0,443

0,08

58

2

1

4,232

8,465

1,11

2,23

10

140,000

105,000

120

0,253

0,078

121

2

1

6,943

13,886

1,83

3,65

ТП2

11 ВРУ 1

314,603

95,469

95

0,32

0,079

71

4

2

5,055

10,110

1,33

2,66

11 ВРУ 2

314,603

95,469

95

0,32

0,079

49

4

2

3,489

6,977

0,92

1,84

14 ВРУ 1

407,367

121,205

150

0,206

0,077

14

4

2

0,859

1,718

0,23

0,45

14 ВРУ 2

314,603

95,469

95

0,32

0,079

19

4

2

1,353

2,705

0,36

0,71

15

314,603

95,469

95

0,32

0,079

95

4

2

6,763

13,527

1,78

3,56

13

140,000

105,000

95

0,32

0,079

118

2

1

8,244

16,487

2,17

4,34

ТП3

1

191,318

60,591

185

0,164

0,076

176

2

1

8,332

16,665

2,19

4,39

16 ВРУ 1

407,367

121,205

150

0,206

0,077

44

4

2

2,699

5,399

0,71

1,42

16 ВРУ 2

407,367

121,205

150

0,206

0,077

25

4

2

1,534

3,067

0,40

0,81

20

314,603

95,469

95

0,32

0,079

114

4

2

8,116

16,232

2,14

4,27

6

58,320

33,242

35

0,868

0,082

128

2

1

8,985

17,970

2,36

4,73

17

92,000

23,000

70

0,443

0,08

160

2

1

8,968

17,935

2,36

4,72

18

92,000

23,000

70

0,443

0,08

121

2

1

6,782

13,563

1,78

3,57

19

212,500

80,750

185

0,164

0,076

145

2

1

7,820

15,640

2,06

4,12


 Таблица 18. Продолжение.

кабель

ТП4

8

191,318

60,591

185

0,164

0,076

42

2

1

1,988

3,977

0,52

1,05

9

191,318

60,591

150

0,206

0,077

36

2

1

2,088

4,176

0,55

1,10

10

191,318

60,591

150

0,206

0,077

129

2

1

7,482

14,963

1,97

3,94

43

191,318

60,591

120

0,253

0,078

110

2

1

7,690

15,380

2,02

4,05

11

314,603

95,469

95

0,32

0,079

83

4

2

5,909

11,818

1,56

3,11

30

314,603

95,469

120

0,253

0,078

103

4

2

5,898

11,796

1,55

3,10

13

108,000

46,440

70

0,443

0,08

109

2

1

7,395

14,789

1,95

3,89

31

45,000

25,650

35

0,868

0,082

125

2

1

6,770

13,541

1,78

3,56

12

208,000

99,840

240

0,125

0,076

70

2

1

3,094

6,187

0,81

1,63

Таблица 19. Расчет потерь напряжения для варианта 2.

кабель

ТП1

3

191,318

60,591

120

0,253

0,078

100

2

1

6,991

13,981

1,84

3,68

4

191,318

60,591

120

0,253

0,078

36

2

1

2,517

5,033

0,66

1,32

5

271,916

86,041

240

0,125

0,076

39

2

1

2,080

4,160

0,55

1,09

8 ВРУ 1

314,603

95,469

120

0,253

0,078

35

4

2

2,004

4,008

0,53

1,05

8 ВРУ 2

223,426

67,606

240

0,125

0,076

45

2

1

1,958

3,916

0,52

1,03

9

115,200

55,296

70

0,443

0,08

48

2

1

3,503

7,005

0,92

1,84

10

140,000

105,000

120

0,253

0,078

112

2

1

6,427

12,853

1,69

3,38

ТП2

1

191,318

60,591

150

0,206

0,077

96

2

1

5,568

11,135

1,47

2,93

2

191,318

60,591

120

0,253

0,078

89

2

1

6,222

12,444

1,64

3,27

16 ВРУ 1

407,367

121,205

150

0,206

0,077

25

4

2

1,534

3,067

0,40

0,81

16 ВРУ 2

407,367

121,205

150

0,206

0,077

95

4

2

5,828

11,656

1,53

3,07

6

58,320

33,242

35

0,868

0,082

39

2

1

2,738

5,475

0,72

1,44

7

138,000

59,340

70

0,443

0,08

28

2

1

2,427

4,854

0,64

1,28


 Таблица 19. Продолжение.

кабель

ТП3

11 ВРУ 1

314,603

95,469

150

0,206

0,077

179

4

2

8,498

16,995

2,24

4,47

11 ВРУ 2

314,603

95,469

95

0,32

0,079

112

4

2

7,974

15,947

2,10

4,20

20

314,603

95,469

185

0,164

0,076

233

4

2

9,021

18,042

2,37

4,75

17

92,000

23,000

35

0,868

0,082

69

2

1

7,421

14,843

1,95

3,91

18

92,000

23,000

70

0,443

0,08

166

2

1

9,304

18,608

2,45

4,90

19

212,500

80,750

150

0,206

0,077

122

2

1

8,025

16,050

2,11

4,22

ТП4

12

314,603

95,469

95

0,32

0,079

66

4

2

4,699

9,398

1,24

2,47

14 ВРУ 1

407,367

121,205

150

0,206

0,077

40

4

2

2,454

4,908

0,65

1,29

14 ВРУ 2

314,603

95,469

95

0,32

0,079

13

4

2

0,926

1,851

0,24

0,49

15

314,603

95,469

95

0,32

0,079

73

4

2

5,197

10,394

1,37

2,74

13

140,000

105,000

120

0,253

0,078

145

2

1

8,320

16,641

2,19

4,38

ТП5

23

191,318

60,591

120

0,253

0,078

84

2

1

5,872

11,744

1,55

3,09

24

191,318

60,591

150

0,206

0,077

79

2

1

4,582

9,163

1,21

2,41

27

191,318

60,591

120

0,253

0,078

31

2

1

2,167

4,334

0,57

1,14

28

191,318

60,591

150

0,206

0,077

55

2

1

3,190

6,380

0,84

1,68

21

314,603

95,469

95

0,32

0,079

95

4

2

6,763

13,527

1,78

3,56

22

108,000

46,440

50

0,641

0,081

58

2

1

5,570

11,141

1,47

2,93

25

45,000

25,650

35

0,868

0,082

145

2

1

7,854

15,707

2,07

4,13

26

208,000

99,840

185

0,164

0,076

56

2

1

3,073

6,145

0,81

1,62


3.5.Унификация кабелей 380 В.

Из-за различий электрических нагрузок отдельных линий, выбранные сечения жил кабеля охватывают всю шкалу стандартных номинальных сечений. Такое многообразие сечений в пределах электрических сетей одного района затрудняет и удорожает монтажные и эксплуатационные работы. Поэтому целесообразно осуществлять экономически оправданную унификацию применяемых сечений жил кабелей.

При  целесообразно использовать одно или два сечения.

Результаты унификации приведены в таблице 20 и 21.

 Таблица 20. Унификация сечений кабельных линий.

Вариант 1

Вариант2

35

253

9,409

35

253

9,701

50

 -

50

58

2,224

70

448

16,660

70

242

9,279

95

631

23,466

95

359

13,765

120

501

18,631

120

632

24,233

150

351

13,053

150

691

26,495

185

363

13,499

185

289

11,081

240

142

5,281

240

84

3,221

2689

100,000

2608

100,000

Т.к. сечение , как в 1-ом, так и во 2-ом варианте, занимает очень малую долю от общей длины кабельных линий, то избавимся от него, увеличив количество кабелей проложенных в траншее.

 Таблица 21. Унификация сечений кабельных линий.

Вариант 1

Вариант2

35

253

9,409

35

253

9,701

50

 -

50

58

2,224

70

492

18,297

70

281

10,775

95

670

24,916

95

394

15,107

120

462

17,181

120

597

22,891

150

491

18,260

150

736

28,221

185

321

11,938

185

289

11,081

240

 -

240

 -

 2689

100,000

 2608

100,000

Унификация

95

1415

52,622

95

986

37,807

185

1274

47,378

185

1622

62,193


3.6.Выбор оптимального варианта схемы сети 380 В по критерию минимума дисконтированных затрат.

Примем, что сеть сооружается в течение одного года, а затем начинается ее нормальная эксплуатация.

Дисконтированные затраты определяются по выражению:

(17)

где суммарные капиталовложения на сооружение линий и подстанций в нулевой год, тыс.руб./год;

издержки эксплуатации (на обслуживание и капитальный ремонт) оборудования, тыс.руб./год;

издержки на возмещение потерь электроэнергии, тыс.руб./год;

расчетный срок окупаемости (10 лет);

норматив дисконтирования (10 %).

Суммарные капиталовложения:

(18)

где суммарные капиталовложения на сооружение ТП, тыс.руб./год;

суммарные капиталовложения на сооружения КЛ, тыс.руб./год.

Суммарные капиталовложения на сооружения КЛ:

(19)

где укрупненный показатель стоимости сооружения 1 км КЛ, тыс.руб./км, стоимость считаем с учетом унификации;

         длина КЛ, км.

Суммарные ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание элементов сети определяются как доля от капитальных вложений и составляют:

(20)

где издержки на амортизацию и обслуживание линии,

издержки на амортизацию и обслуживание ТП.

Издержки на амортизацию и обслуживание линии:

(21)

где норма отчислений от капиталовложений в кабельные линии.

Издержки на амортизацию и обслуживание подстанций:

(22)

где норма отчислений от капиталовложений в подстанции.

Издержки на возмещение потерь определены по формуле:

(23)

где тариф на  электроэнергию  для  жилых  зданий  с электроплитами в М.О.;

 потери электроэнергии.

Издержки на возмещение потерь в кабельных линиях рассчитаны по формуле:

(24)

где время наибольших потерь.

Издержки на возмещение потерь в трансформаторах складываются из издержек на потери в обмотках трансформаторов и потери холостого хода:

(25)

Данные для трансформаторов представлены в таблице 22.

Время потерь при :

(26)

Таблица 22. Параметры трансформаторов.

1000

0,84

0,006

4,3

6

8,4

1250

0,67

0,005

4,5

6

10,6

Пример расчета  кабеля для ТП№1 питание дома №2, 1-ый вариант:

На ТП установлены трансформаторы мощностью 1250 кВА, капиталовложение для нее равно:

Издержки на амортизацию и обслуживание для ТП1:

Издержки на возмещение потерь в трансформаторах ТП1 по (3.16):

Линия ТП1-2 выполнена сечением 185 мм2 после унификации, капиталовложения в сооружение КЛ:

Издержки эксплуатации и издержки на возмещение потерь для КЛ ТП1-2:

Расчеты для остальных КЛ и ТП выполнены аналогично. Результаты расчета сведены в таблицы 23-26:

Таблица 23. Расчет затрат на сооружение и обслуживание ТП для варианта 1.

1

6000,302

354,018

564,028

1436,503

13,826

221,355

2

6000,302

354,018

564,028

1607,783

17,319

230,073

3

6000,302

354,018

564,028

1482,581

14,727

223,604

4

6000,302

354,018

564,028

1432,100

13,741

221,144

Σ

24001,208

1416,071

2256,114

 

59,613

896,176

Таблица 24. Расчет затрат на сооружение и обслуживание ТП для варианта 2.

1

5500,446

324,526

1233,015

210,417

2

5500,446

324,526

1167,669

207,129

3

5500,446

324,526

1134,033

205,506

4

5500,446

324,526

1341,460

216,270

5

5500,446

324,526

1176,813

207,578

Σ

27502,230

1622,632

 

1046,900


Таблица 25. Расчет затрат на сооружение и обслуживание КЛ для варианта 1.

кабель

ТП1

2

200,684

185

0,164

103

2

566,1

116,617

2,682

8,513

2,356

16,978

3

200,684

185

0,164

88

2

566,1

99,634

2,292

7,273

2,013

14,505

4

200,684

185

0,164

40

2

566,1

45,288

1,042

3,306

0,915

6,593

5

285,204

95

0,32

44

4

300,9

52,958

1,218

3,866

1,983

14,291

8 ВРУ 1

328,769

95

0,32

39

4

300,9

46,940

1,080

3,427

2,335

16,832

8 ВРУ 2

233,430

185

0,164

28

2

566,1

31,702

0,729

2,314

0,866

6,244

7

150,217

95

0,32

82

2

300,9

49,348

1,135

3,602

2,050

14,777

9

127,784

95

0,32

58

2

300,9

34,904

0,803

2,548

1,049

7,563

10

175,000

185

0,164

121

2

566,1

136,996

3,151

10,001

2,104

15,167

ТП2

11 ВРУ 1

328,769

95

0,32

71

4

300,9

85,456

1,965

6,238

4,252

30,644

11 ВРУ 2

328,769

95

0,32

49

4

300,9

58,976

1,356

4,305

2,934

21,149

14 ВРУ 1

425,016

185

0,164

14

4

566,1

31,702

0,729

2,314

0,718

5,175

14 ВРУ 2

328,769

95

0,32

19

4

300,9

22,868

0,526

1,669

1,138

8,200

15

328,769

95

0,32

95

4

300,9

114,342

2,630

8,347

5,689

41,002

13

175,000

95

0,32

118

2

300,9

71,012

1,633

5,184

4,004

28,860

ТП3

1

200,684

185

0,164

176

2

566,1

199,267

4,583

14,547

4,025

29,011

16 ВРУ 1

425,016

185

0,164

44

4

566,1

99,634

2,292

7,273

2,257

16,265

16 ВРУ 2

425,016

185

0,164

25

4

566,1

56,610

1,302

4,133

1,282

9,242

20

328,769

95

0,32

114

4

300,9

137,210

3,156

10,016

6,827

49,203

6

67,129

95

0,32

128

2

300,9

77,030

1,772

5,623

0,639

4,606

17

94,831

95

0,32

160

2

300,9

96,288

2,215

7,029

1,594

11,491

18

94,831

95

0,32

121

2

300,9

72,818

1,675

5,316

1,206

8,690

19

227,325

185

0,164

145

2

566,1

164,169

3,776

11,984

4,255

30,668

Таблица 25. Продолжение.

кабель

ТП4

23

200,684

185

0,164

42

2

0,5661

47,552

1,094

3,471

0,961

6,923

24

200,684

185

0,164

36

2

0,5661

40,759

0,937

2,975

0,823

5,934

27

200,684

185

0,164

129

2

0,5661

146,054

3,359

10,662

2,950

21,264

28

200,684

185

0,164

110

2

0,5661

124,542

2,864

9,092

2,516

18,132

12

328,769

95

0,32

83

4

0,3009

99,899

2,298

7,293

4,970

35,823

21

328,769

185

0,164

103

4

0,5661

233,233

5,364

17,026

3,161

22,783

22

117,561

95

0,32

109

2

0,3009

65,596

1,509

4,789

1,669

12,031

25

51,797

95

0,32

125

2

0,3009

75,225

1,730

5,491

0,372

2,678

26

230,721

185

0,164

70

2

0,5661

79,254

1,823

5,786

2,116

15,251

Σ

2813,884

64,719

205,414

76,030

547,976

Таблица 26. Расчет затрат на сооружение и обслуживание КЛ для варианта 2.

кабель

ТП1

3

200,684

185

0,164

100

2

566,1

113,220

2,604

16,484

4

200,684

185

0,164

36

2

566,1

40,759

0,937

5,934

5

285,204

95

0,32

39

4

300,9

46,940

1,080

12,667

8 ВРУ 1

328,769

95

0,32

35

4

300,9

42,126

0,969

15,106

8 ВРУ 2

233,430

185

0,164

45

2

566,1

50,949

1,172

10,036

9

127,784

95

0,32

48

2

300,9

28,886

0,664

6,259

10

175,000

185

0,164

112

2

566,1

126,806

2,917

14,038

ТП2

1

200,684

185

0,164

96

2

566,1

108,691

2,500

15,824

2

200,684

185

0,164

89

2

566,1

100,766

2,318

14,670

16 ВРУ 1

425,016

185

0,164

25

4

566,1

56,610

1,302

9,242

16 ВРУ 2

425,016

185

0,164

95

4

566,1

215,118

4,948

35,118

6

67,129

95

0,32

39

2

300,9

23,470

0,540

1,404

7

150,217

95

0,32

28

2

300,9

16,850

0,388

5,046

Таблица 26. Продолжение.

кабель

ТП3

1

328,769

185

0,164

179

4

566,1

405,328

9,323

39,594

16 ВРУ 1

328,769

95

0,32

112

4

300,9

134,803

3,100

48,339

16 ВРУ 2

328,769

185

0,164

233

4

566,1

527,605

12,135

51,539

20

94,831

95

0,32

69

2

300,9

41,524

0,955

4,955

6

94,831

95

0,32

166

2

300,9

99,899

2,298

11,922

17

227,325

185

0,164

122

2

566,1

138,128

3,177

25,804

ТП4

12

328,769

95

0,32

66

4

300,9

79,438

1,827

28,486

14 ВРУ 1

425,016

185

0,164

40

4

566,1

90,576

2,083

14,787

14 ВРУ 2

328,769

95

0,32

13

4

300,9

15,647

0,360

5,611

15

328,769

95

0,32

73

4

300,9

87,863

2,021

31,507

13

175,000

185

0,164

145

2

566,1

164,169

3,776

18,175

ТП5

23

200,684

185

0,164

84

2

566,1

95,105

2,187

13,846

24

200,684

185

0,164

79

2

566,1

89,444

2,057

13,022

27

200,684

185

0,164

31

2

566,1

35,098

0,807

5,110

28

200,684

185

0,164

55

2

566,1

62,271

1,432

9,066

21

328,769

95

0,32

95

4

300,9

114,342

2,630

41,002

22

117,561

95

0,32

58

2

300,9

34,904

0,803

6,402

25

51,797

95

0,32

145

2

300,9

87,261

2,007

3,107

26

230,721

185

0,164

56

2

566,1

63,403

1,458

12,201

Σ

3338,001

76,774

546,301


Пример расчета  дисконтированных затрат для варианта №1, по формуле (17):

Расчеты дисконтированных затрат для варианта №2 выполнен аналогично. Результаты расчета сведены в таблицу 27:

Таблица. 27. Сравнение вариантов по дисконтированным затратам.

Вариант 1

Вариант 2

26815,092

30840,231

1480,791

1699,406

1444,152

1593,201

44787,597

51071,875

Сравнение вариантов:

- следовательно, варианты не являются равноэкономичными. Исходя из этого, для дальнейшего проектирования выбирается вариант №1.

  1.  ФОРМИРОВАНИЕ И ВЫБОР СТРУКТУРЫ, СХЕМЫ И ПАРАМЕТРОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ 10 кВ РАЙОНА ГОРОДА.

Электрическая сеть 10 кВ питает жилой район, состоящий из трех микрорайонов, в каждом из которых расположено по 4 ТП с мощностью трансформаторов 2×1250 кВА. Электроснабжение района осуществляется от  двух ПС, расположенных на расстоянии 2 и 3  км от рассматриваемого района.

Структура городских электросетей может быть: а) однозвеньевой, когда непосредственно к шинам 10 кВ ИП подключена распределительная сеть, питающая ТП 10/0,4 кВ; б) двухзвеньевой, когда от шин ИП отходят питающие линии, подающие электроэнергию к распределительным пунктам, к шинам которых присоединена распределительная сеть 10 кВ.

При магистральных автоматизированных РЭС с двухтрансформаторными ТП, необходимо питание групп ТП по линиям 10 кВ, идущим от двух независимых ИП. Проектировать магистрали следует таким образом, чтобы каждая магистраль питала не более 5-6 ТП.

4.1.Выбор схемы сети 10 кВ.

В данном курсовом проекте стоит задача спроектировать сеть 10 кВ с применением автоматизированных многолучевых схем. Так как в задании на курсовой проект задано, что питание двух микрорайонов осуществляется от 2-х территориально разнесенных подстанций, то следует использовать двухлучевую автоматизированную схему со встречно направленными магистралями.

         Схема сети 10 кВ представлена на рисунке 4.

4.2.Расчет потоков мощностей в сети 10 кВ.

Сечения жил кабелей 10 кВ выбираются по экономической плотности тока,  а также по техническим ограничениям термической стойкости к токам короткого замыкания,  допустимому нагреву в нормальных и послеаварийных режимах и по допустимым потерям напряжения.

Для начала необходимо рассчитать потоки мощностей, идущих по линиям магистрали. Потокораспределение определяется с учетом коэффициентов одновременности нагрузок трансформаторов. Для этого из [1] выбираем значение  - коэффициента совмещения максимумов нагрузок трансформаторов. Для примера рассчитаем поток мощности по 1-ой магистрали от ПС1 до ТП1.1:

По данной линии питаются 6 трансформаторов, поэтому  - для жилой застройки.

Примем, что нагрузка ТП распределена равномерно между трансформаторами, данные для расчетов берем из таблицы 11 , тогда активная мощность, протекающая по линии будет равна:

Реактивная мощность:

Полная мощность:

В послеаварийном режиме удваивается мощность, протекающая по линии, и увеличивается количество трансформаторов, что приводит к изменению  коэффициента совмещения максимумов нагрузки.

    Расчет аналогичен. Активная мощность будет равна:

Реактивная мощность:

Полная мощность:

Для остальных линий расчет аналогичен. Результаты расчетов сведены в таблицу 28, 29.



Таблица 28. Расчет потоков мощностей по линиям питающих магистралей 10 кВ (вариант 1).

Кабель

Магистраль 1

ПС1-ТП1.1

6

0,8

3436,088

1071,826

3599,376

12

0,75

6442,664

2009,674

6748,831

ТП1.1-ТП1.2

5

0,85

3071,829

945,245

3213,973

10

0,8

5782,266

1779,285

6049,831

ТП1.2-ТП1.4

4

0,85

2418,893

743,790

2530,665

8

0,8

4553,210

1400,075

4763,605

ТП1.4-ТП1.3

3

0,85

1837,728

562,978

1922,027

6

0,8

3459,253

1059,723

3617,934

ТП1.3-ТП2.2

2

0,9

1306,695

404,754

1367,946

4

0,85

2468,201

764,535

2583,899

ТП2.2-ТП2.4

1

1

683,723

212,720

716,050

2

0,9

1230,702

382,896

1288,890

ПС2-ТП2.4

6

0,8

3436,088

1071,826

3599,376

12

0,75

6442,664

2009,674

6748,831

ТП2.4-ТП2.2

5

0,85

3069,678

958,003

3215,695

10

0,8

5778,218

1803,300

6053,073

ТП2.2-ТП1.3

4

0,85

2416,742

756,548

2532,392

8

0,8

4549,162

1424,090

4766,855

ТП1.3-ТП1.4

3

0,85

1813,115

575,838

1902,360

6

0,8

3412,922

1083,930

3580,914

ТП1.4-ТП1.2

2

0,9

1304,418

418,262

1369,836

4

0,85

2463,900

790,051

2587,467

ТП1.2-ТП1.1

1

1

681,193

227,730

718,251

2

0,9

1226,148

409,913

1292,852

Магистраль 2

ПС1-ТП2.1

6

0,8

3387,656

1064,308

3550,910

12

0,75

6351,854

1995,578

6657,957

ТП2.1-ТП3.1

5

0,85

3020,370

937,258

3162,449

10

0,8

5685,402

1764,250

5952,846

ТП3.1-ТП3.3

4

0,85

2441,356

743,688

2552,115

8

0,8

4595,493

1399,882

4803,980

ТП3.3-ТП3.4

3

0,85

1837,728

562,978

1922,027

6

0,8

3459,253

1059,723

3617,934

ТП3.4-ТП3.2

2

0,9

1330,479

404,646

1390,652

4

0,85

2513,127

764,331

2626,787

ТП3.2-ТП2.3

1

1

710,150

212,600

741,291

2

0,9

1278,270

382,680

1334,323

ПС2-ТП2.3

6

0,8

3387,656

1064,308

3550,910

12

0,75

6351,854

1995,578

6657,957

ТП2.3-ТП3.2

5

0,85

2995,757

950,118

3142,814

10

0,8

5639,071

1788,457

5915,886

ТП3.2-ТП3.4

4

0,85

2342,821

748,662

2459,533

8

0,8

4410,015

1409,247

4629,710

ТП3.4-ТП3.3

3

0,85

1761,656

567,850

1850,915

6

0,8

3316,058

1068,894

3484,075

ТП3.3-ТП3.1

2

0,9

1226,148

409,913

1292,852

4

0,85

2316,057

774,280

2442,054

ТП3.1-ТП2.1

1

1

681,193

227,730

718,251

2

0,9

1226,148

409,913

1292,852

Таблица 29. Расчет потоков мощностей по линиям питающих магистралей 10 кВ (вариант 2).

Кабель

Головные участки

ПС1-РТП2

12

0,75

6397,259

2002,626

6703,390

24

0,7

11941,551

3738,236

12512,995

ПС2-РТП2

12

0,75

6397,259

2002,626

6703,390

24

0,7

11941,551

3738,236

12512,995

Магистраль 1

РТП2-ТП1.3

4

0,85

2416,742

2416,742

3417,790

8

0,8

4549,162

1424,090

4766,855

ТП1.3-ТП1.4

3

0,85

1813,115

1813,115

2564,132

6

0,8

3412,922

1083,930

3580,914

ТП1.4-ТП1.2

2

0,9

1304,418

418,262

1369,836

4

0,85

2463,900

790,051

2587,467

ТП1.2-ТП1.1

1

1

681,193

227,730

718,251

2

0,9

1226,148

409,913

1292,852

Магистраль 2

РТП2-ТП2.4

4

0,85

2418,893

743,790

2530,665

8

0,8

4553,210

1400,075

4763,605

ТП2.4-ТП2.3

3

0,85

1837,728

562,978

1922,027

6

0,8

3459,253

1059,723

3617,934

ТП2.3-ТП3.2

2

0,9

1306,695

404,754

1367,946

4

0,85

2468,201

764,535

2583,899

ТП3.2-ТП3.4

1

1

683,723

212,720

716,050

2

0,9

1230,702

382,896

1288,890

Магистраль 3

РТП2-ТП2.1

3

0,85

1761,656

567,850

1850,915

6

0,8

3316,058

1068,894

3484,075

ТП2.1-ТП3.1

2

0,9

1252,209

396,297

1313,422

4

0,8

2226,149

704,527

2334,973

ТП3.1-ТП3.3

1

1

710,150

212,600

741,291

2

0,85

1207,255

361,420

1260,194


4.3.Выбор сечений кабелей 10 кВ по экономической плотности тока.

Все линии выполнены кабелями марки АПвПуг-10 и проложены в траншеях в виде трех одножильных кабелей, с изоляцией из сшитого полиэтилена и уложенных в виде треугольника.

Исходя из данных полученных в предыдущем пункте определим экономическое сечение для кабелей, для этого сначала определим расчетный ток:

(27)

Затем определим сечение:

(28)

где  экономическая плотность тока, равная

Далее необходимо выбрать сечение из ближайшего стандартного.

Пример расчета представим для линии ПС1-ТП1.1 (магистраль 1):

Ближайшее к стандартному – 150 мм2.

Для остальных линий расчет аналогичен. Результаты расчетов сведены в таблицы 30, 31.

Таблица 30. Выбор сечений кабелей 10 кВ по экон. плотности тока (вариант1).

Кабель

Магистраль 1

ПС1-ТП1.1

1

3436,088

1071,826

3599,376

207,810

148,436

150

ТП1.1-ТП1.2

1

3071,829

945,245

3213,973

185,559

132,542

120

ТП1.2-ТП1.4

1

2418,893

743,790

2530,665

146,108

104,363

120

ТП1.4-ТП1.3

1

1837,728

562,978

1922,027

110,968

79,263

70

ТП1.3-ТП2.2

1

1306,695

404,754

1367,946

78,978

56,413

50

ТП2.2-ТП2.4

1

683,723

212,720

716,050

41,341

29,529

50

ПС2-ТП2.4

1

3436,088

1071,826

3599,376

207,810

148,436

150

ТП2.4-ТП2.2

1

3069,678

958,003

3215,695

185,658

132,613

120

ТП2.2-ТП1.3

1

2416,742

756,548

2532,392

146,208

104,434

95

ТП1.3-ТП1.4

1

1813,115

575,838

1902,360

109,833

78,452

70

ТП1.4-ТП1.2

1

1304,418

418,262

1369,836

79,087

56,491

50

ТП1.2-ТП1.1

1

681,193

227,730

718,251

41,468

29,620

50

Магистраль 2

ПС1-ТП2.1

1

3387,656

1064,308

3550,910

205,012

146,437

150

ТП2.1-ТП3.1

1

3020,370

937,258

3162,449

182,584

130,417

120

ТП3.1-ТП3.3

1

2441,356

743,688

2552,115

147,346

105,247

95

ТП3.3-ТП3.4

1

1837,728

562,978

1922,027

110,968

79,263

70

ТП3.4-ТП3.2

1

1330,479

404,646

1390,652

80,289

57,350

50

ТП3.2-ТП2.3

1

710,150

212,600

741,291

42,798

30,570

50

ПС2-ТП2.3

1

3387,656

1064,308

3550,910

205,012

146,437

150

ТП2.3-ТП3.2

1

2995,757

950,118

3142,814

181,450

129,607

120

ТП3.2-ТП3.4

1

2342,821

748,662

2459,533

142,001

101,429

95

ТП3.4-ТП3.3

1

1761,656

567,850

1850,915

106,863

76,330

70

ТП3.3-ТП3.1

1

1226,148

409,913

1292,852

74,643

53,316

50

ТП3.1-ТП2.1

1

681,193

227,730

718,251

41,468

29,620

50

 

Таблица 31. Выбор сечений кабелей 10 кВ по экон. плотности тока (вариант 2).

Кабель

Головные участки

ПС1-РТП2

1

6397,259

2002,626

6703,390

387,020

276,443

300

ПС2-РТП2

1

6397,259

2002,626

6703,390

387,020

276,443

300

Магистраль 1

РТП2-ТП1.3

1

2416,742

2416,742

3417,790

197,326

140,947

150

ТП1.3-ТП1.4

1

1813,115

1813,115

2564,132

148,040

105,743

95

ТП1.4-ТП1.2

1

1304,418

418,262

1369,836

79,087

56,491

50

ТП1.2-ТП1.1

1

681,193

227,730

718,251

41,468

29,620

50

Магистраль 2

РТП2-ТП2.4

1

2418,893

743,790

2530,665

146,108

104,363

95

ТП2.4-ТП2.3

1

1837,728

562,978

1922,027

110,968

79,263

70

ТП2.3-ТП3.2

1

1306,695

404,754

1367,946

78,978

56,413

50

ТП3.2-ТП3.4

1

683,723

212,720

716,050

41,341

29,529

50

Магистраль 3

РТП2-ТП2.1

1

1761,656

567,850

1850,915

106,863

76,330

70

ТП2.1-ТП3.1

1

1252,209

396,297

1313,422

75,830

54,165

50

ТП3.1-ТП3.3

1

710,150

212,600

741,291

42,798

30,570

50

4.4.Проверка  кабелей 10 кВ по допустимому нагреву.

Проверка по нагреву проходит аналогично для кабелей 0,38 кВ.

Пример расчета представим для линии ПС1-ТП1.1 (магистраль 1):

Допустимый длительный ток для кабеля сечением 150 мм2:

Проверка выбранного сечения кабельной линии по условию нагрева в п/ав режимах:

т.к. , сечение   не удовлетворяет условию проверки сечения жил кабелей по нагреву в п/ав режимах.

Следует увеличить сечение кабеля до 185 мм2:

Допустимый длительный ток для кабеля сечением 185 мм2:

Проверка выбранного сечения кабельной линии по условию нагрева в п/ав режимах:

т.к. , сечение   удовлетворяет условию проверки сечения жил кабелей по нагреву в п/ав режимах.

Для остальных кабелей расчет аналогичен. Результаты расчета сведены в таблицы 32, 33.

Таблица 32. Выбор сечений жил кабелей 10 кВ по допустимому нагреву (вариант 1).

Кабель

Магистраль 1

ПС1-ТП1.1

1

0,9

0,9

207,810

389,644

185

364

243,079

406,290

ТП1.1-ТП1.2

1

0,9

1

185,559

349,287

120

288

192,326

357,178

ТП1.2-ТП1.4

1

0,9

1

146,108

275,027

120

288

192,326

357,178

ТП1.4-ТП1.3

1

0,9

1

110,968

208,881

70

210

140,238

260,442

ТП1.3-ТП2.2

1

0,9

1

78,978

149,181

50

170

113,526

210,834

ТП2.2-ТП2.4

1

0,9

1

41,341

74,414

50

170

113,526

210,834

ПС2-ТП2.4

1

0,9

0,9

207,810

389,644

185

364

243,079

406,290

ТП2.4-ТП2.2

1

0,9

1

185,658

349,474

120

288

192,326

357,178

ТП2.2-ТП1.3

1

0,9

1

146,208

275,215

95

253

168,953

313,771

ТП1.3-ТП1.4

1

0,9

1

109,833

206,744

70

210

140,238

260,442

ТП1.4-ТП1.2

1

0,9

1

79,087

149,387

50

170

113,526

210,834

ТП1.2-ТП1.1

1

0,9

1

41,468

74,643

50

170

113,526

210,834

Магистраль 2

ПС1-ТП2.1

1

0,9

0,9

205,012

384,397

185

364

243,079

406,290

ТП2.1-ТП3.1

1

0,9

1

182,584

343,688

120

288

192,326

357,178

ТП3.1-ТП3.3

1

0,9

1

147,346

277,358

95

253

168,953

313,771

ТП3.3-ТП3.4

1

0,9

1

110,968

208,881

70

210

140,238

260,442

ТП3.4-ТП3.2

1

0,9

1

80,289

151,658

50

170

113,526

210,834

ТП3.2-ТП2.3

1

0,9

1

42,798

77,037

50

170

113,526

210,834

ПС2-ТП2.3

1

0,9

0,9

205,012

384,397

185

364

243,079

406,290

ТП2.3-ТП3.2

1

0,9

1

181,450

341,554

120

288

192,326

357,178

ТП3.2-ТП3.4

1

0,9

1

142,001

267,296

95

253

168,953

313,771

ТП3.4-ТП3.3

1

0,9

1

106,863

201,153

70

210

140,238

260,442

ТП3.3-ТП3.1

1

0,9

1

74,643

140,992

50

170

113,526

210,834

ТП3.1-ТП2.1

1

0,9

1

41,468

74,643

50

170

113,526

210,834

Таблица 33. Выбор сечений жил кабелей 10 кВ по допустимому нагреву (вариант 2).

Кабель

Головные участки

ПС1-РТП2

1

1

1

387,020

722,438

500

614

455,588

761,483

ПС2-РТП2

1

1

1

387,020

722,438

500

614

455,588

761,483

Магистраль 1

РТП2-ТП1.3

1

0,9

1

197,326

275,215

150

322

215,0316

399,344

ТП1.3-ТП1.4

1

0,9

1

148,040

206,744

95

253

168,9534

313,771

ТП1.4-ТП1.2

1

0,9

1

79,087

149,387

50

170

113,526

210,834

ТП1.2-ТП1.1

1

0,9

1

41,468

74,643

50

170

113,526

210,834

Магистраль 2

РТП2-ТП2.4

1

0,9

1

146,108

275,027

95

253

168,953

313,771

ТП2.4-ТП2.3

1

0,9

1

110,968

208,881

70

210

140,238

260,442

ТП2.3-ТП3.2

1

0,9

1

78,978

149,181

50

170

113,526

210,834

ТП3.2-ТП3.4

1

0,9

1

41,341

74,414

50

170

113,526

210,834

Магистраль 3

РТП2-ТП2.1

1

0,9

1

106,863

201,153

70

210

140,238

260,442

ТП2.1-ТП3.1

1

0,9

1

75,830

134,810

50

170

113,526

210,834

ТП3.1-ТП3.3

1

0,9

1

42,798

72,757

50

170

113,526

210,834

4.5.Проверка  кабелей 10 кВ по стойкости к токам КЗ.

Теперь проверим кабели по односекундным токам КЗ.

Пример расчета представим для линии ТП1.4-ТП1.2 (магистраль 1, вариант№2):

Допустимый односекундный ток КЗ для кабеля сечением 150 мм2:

Допустимый ток КЗ:

т.к. , сечение   не удовлетворяет условию проверки сечения жил кабелей по допустимым токам КЗ.

Следует увеличить сечение кабеля до 70 мм2:

Допустимый односекундный ток КЗ для кабеля сечением 70 мм2:

Допустимый ток КЗ:

т.к. , сечение   не удовлетворяет условию проверки сечения жил кабелей по допустимым токам КЗ.

Для остальных кабелей расчет аналогичен. Результаты расчета сведены в таблицы 34, 35.


Таблица 34. Выбор сечений жил кабелей 10 кВ по допустимому току КЗ (вариант 1).

Кабель

Магистраль 1

ПС1-ТП1.1

185

2204

 0,164

0,103 

0,361 

0,227 

0,444 

13 

17,5 

22,592 

ТП1.1-ТП1.2

120

282

0,253

0,108

0,071

0,030

0,762

7,574

11,3

14,588

ТП1.2-ТП1.4

120

254

0,253

0,108

0,064

0,027

0,824

7,004

11,3

14,588

ТП1.4-ТП1.3

70

257

0,443

0,119

0,114

0,031

0,882

6,543

6,6

8,521

ТП1.3-ТП2.2

50

247

0,641

0,126

0,158

0,031

0,975

5,923

4,7

6,068

ТП2.2-ТП2.4

50

254

0,641

0,126

0,163

0,032

1,103

5,234

4,7

6,068

ПС2-ТП2.4

185

3269

0,164 

0,103 

0,361 

0,227 

 0,444

13 

17,5 

22,592 

ТП2.4-ТП2.2

120

254

0,253

0,108

0,064

0,027

0,947

6,096

11,3

14,588

ТП2.2-ТП1.3

95

247

0,32

0,112

0,079

0,028

1,007

5,734

8,9

11,490

ТП1.3-ТП1.4

70

257

0,443

0,119

0,114

0,031

1,077

5,360

6,6

8,521

ТП1.4-ТП1.2

50

254

0,641

0,126

0,163

0,032

1,175

4,915

4,7

6,068

ТП1.2-ТП1.1

50

282

0,641

0,126

0,181

0,036

1,312

4,400

4,7

6,068

Магистраль 2

ПС1-ТП2.1

185

2252

0,164 

0,103 

0,369 

0,232 

0,444 

13 

 17,5

22,592 

ТП2.1-ТП3.1

120

424

0,253

0,108

0,107

0,046

0,770

7,494

11,3

14,588

ТП3.1-ТП3.3

95

199

0,32

0,112

0,064

0,022

0,865

6,675

8,9

11,490

ТП3.3-ТП3.4

70

257

0,443

0,119

0,114

0,031

0,920

6,278

6,6

8,521

ТП3.4-ТП3.2

50

254

0,641

0,126

0,163

0,032

1,014

5,694

4,7

6,068

ТП3.2-ТП2.3

50

247

0,641

0,126

0,158

0,031

1,014

5,694

4,7

6,068

ПС2-ТП2.3

185

3490

0,164 

0,103 

0,572 

0,359 

0,444 

13 

17,5 

22,592 

ТП2.3-ТП3.2

120

247

0,253

0,108

0,062

0,027

0,987

5,852

11,3

14,588

ТП3.2-ТП3.4

95

254

0,32

0,112

0,081

0,028

1,045

5,524

8,9

11,490

ТП3.4-ТП3.3

70

257

0,443

0,119

0,114

0,031

1,118

5,164

6,6

8,521

ТП3.3-ТП3.1

50

199

0,641

0,126

0,128

0,025

1,216

4,746

4,7

6,068

ТП3.1-ТП2.1

50

424

0,641

0,126

0,272

0,053

1,324

4,361

4,7

6,068


Таблица 35. Выбор сечений жил кабелей 10 кВ по допустимому току КЗ (вариант 2).

Кабель

Головные участки

ПС1-РТП2

500

2234

0,0605

0,09

0,135

0,201

0,444

13,000

47

60,677

ПС2-РТП2

500

3386

0,0605

0,09

0,205

0,305

0,444

13,000

47

60,677

Магистраль 1

РТП2-ТП1.3

150

247

0,206

0,106

0,051

0,026

0,659

8,759

14,2

18,332

ТП1.3-ТП1.4

95

257

0,32

0,112

0,082

0,029

0,697

8,287

8,9

11,490

ТП1.4-ТП1.2

70

254

0,443

0,119

0,113

0,030

0,750

7,700

6,6

8,521

ТП1.2-ТП1.1

70

282

0,443

0,119

0,125

0,034

0,824

7,009

6,6

8,521

Магистраль 2

РТП2-ТП2.4

95

254

0,32

0,112

0,081

0,028

0,659

8,759

8,9

11,490

ТП2.4-ТП2.3

70

257

0,443

0,119

0,114

0,031

0,708

8,160

6,6

8,521

ТП2.3-ТП3.2

70

247

0,443

0,119

0,109

0,029

0,778

7,423

6,6

8,521

ТП3.2-ТП3.4

70

254

0,443

0,119

0,113

0,030

0,855

6,750

6,6

8,521

Магистраль 3

РТП2-ТП2.1

95

282

0,32

0,112

0,090

0,032

0,659

8,759

8,9

11,490

ТП2.1-ТП3.1

70

424

0,443

0,119

0,188

0,050

0,713

8,094

6,6

8,521

ТП3.1-ТП3.3

70

199

0,443

0,119

0,088

0,024

0,836

6,903

6,6

8,521


4.6.Проверка  кабелей 10 кВ по потерям напряжения.

Теперь проверим кабели на потери напряжения.

Расчет производится аналогично расчету кабелей 0,38 кВ. Потери напряжения во всех режимах в сети 10 кВ не должны превышать 6 %.

Пример расчета представим для линии ПС1-ТП1.1 (магистраль 1, вариант№1):

Проверка в нормальном режиме:

Проверка в послеаварийном режиме:

Чтобы определить – удовлетворяют ли потери напряжения допустимым значениям, необходимо рассчитать потери напряжения на всех участках и затем определить суммарные потери на самой электрически удаленной ТП. Для остальных кабельных линий расчет аналогичен, результаты расчета занесены в таблицы 36 и 37.


Таблица 36. Расчет потерь напряжения в кабелях 10 кВ (вариант 1).

Кабель

Магистраль 1

ПС1-ТП1.1

1

185

2204

0,164

0,103

0,361

0,227

148,531

278,496

1,49

2,78

ТП1.1-ТП1.2

1

120

282

0,253

0,108

0,071

0,030

24,795

46,673

0,25

0,47

ТП1.2-ТП1.4

1

120

254

0,253

0,108

0,064

0,027

17,585

33,101

0,18

0,33

ТП1.4-ТП1.3

1

70

257

0,443

0,119

0,114

0,031

22,644

42,625

0,23

0,43

ТП1.3-ТП2.2

1

50

247

0,641

0,126

0,158

0,031

21,948

41,458

0,22

0,41

ТП2.2-ТП2.4

1

50

254

0,641

0,126

0,163

0,032

11,813

21,263

0,12

0,21

Σ

2,47

4,64

ПС2-ТП2.4

1

185

3269

0,164

0,103

0,536

0,337

220,303

413,069

2,20

4,13

ТП2.4-ТП2.2

1

120

254

0,253

0,108

0,064

0,027

22,354

42,079

0,22

0,42

ТП2.2-ТП1.3

1

95

247

0,32

0,112

0,079

0,028

21,195