Расчет суточных графиков

Размещено на http://www.allbest.ru

1. Произведем расчет суточных графиков и их статистических показателей активной, реактивной и полной нагрузки трансформаторов без БК

Графики активной нагрузки трансформаторов потребителей

Pпромt=P*промt Pпром.max; Pгорt=P*горt Pгор.max;

Pселt=P*селt Pсел.max; Pпрочt=P*прочt Pпроч.max.

Графики реактивной нагрузки трансформаторов потребителей

Qпромt=Pпромt tgпром.t; Qгорt =Pгорt tgгорt;

Qселt=Pселt tgсел.t; Qпрочt=Pпрочt tgпроч.t.

Графики полной мощности нагрузки трансформаторов потребителей

Sпромt= ;

для остальных видов потребителей аналогично.

Графики суммарной активной, реактивной и полной нагрузки потребителей одного трансформатора п/ст 110/10кВ

PПt= Pпрочt + 2 (Pпромt+ Pгорt + Pселt);

QПt= Qпрочt + 2 (Qпромt+ Qгорt + Qселt).

SПt=

	Промышленный потребитель
	Рпром.max	1,25
t	Рпром	Рпром	tgj пром	cosj пром	Qпром	Sпром
ч	о.е.	МВт			Мвар	МВА
0	0,5	0,625	0,8	0,78	0,500	0,80
1	0,5	0,625	0,8	0,78	0,500	0,80
2	0,5	0,625	0,8	0,78	0,500	0,80
3	0,45	0,563	0,8	0,78	0,450	0,72
4	0,45	0,563	0,8	0,78	0,450	0,72
5	0,4	0,500	0,8	0,78	0,400	0,64
6	0,48	0,600	0,8	0,78	0,480	0,77
7	0,44	0,550	0,8	0,78	0,440	0,70
8	0,78	0,975	0,95	0,72	0,926	1,34
9	0,85	1,063	0,95	0,72	1,009	1,47
10	1	1,250	0,95	0,72	1,188	1,72
11	0,82	1,025	0,95	0,72	0,974	1,41
12	0,78	0,975	0,95	0,72	0,926	1,34
13	0,82	1,025	0,95	0,72	0,974	1,41
14	0,9	1,125	0,95	0,72	1,069	1,55
15	0,8	1,000	0,95	0,72	0,950	1,38
16	0,62	0,775	0,95	0,72	0,736	1,07
17	0,72	0,900	0,95	0,72	0,855	1,24
18	0,78	0,975	0,95	0,72	0,926	1,34
19	0,78	0,975	0,95	0,72	0,926	1,34
20	0,78	0,975	0,8	0,78	0,780	1,25
21	0,76	0,950	0,8	0,78	0,760	1,22
22	0,78	0,975	0,8	0,78	0,780	1,25
23	0,75	0,938	0,8	0,78	0,750	1,20

Статистические характеристики для полных суток и участка максимальных нагрузок

	Рпром	Рпром	tgj пром	cosj пром	Qпром	Sпром
	о.е.	МВт			Мвар	МВА
M сутки	0,685	0,856	0,875	0,753	0,760	1,146
дисперсия сутки	0,030	0,047	0,006	0,001	0,056	0,101
ско, сутки	0,173	0,216	0,077	0,029	0,237	0,317
вариация сутки	0,253	0,253	0,088	0,038	0,312	0,277
max сутки	1,000	1,250	0,950	0,781	1,188	1,724
min сутки	0,400	0,500	0,800	0,725	0,400	0,640
сутки	1,82	1,82	0,98	0,98	1,80	1,82
M НБ	0,795	0,994	0,913		0,908	1,347
дисперсия НБ	0,007	0,010	0,004		0,016	0,024
эффективное НБ						1,356
ско, НБ	0,081	0,101	0,067		0,126	0,154
вариация НБ	0,102	0,102	0,074		0,139	0,114
Kф нб	1,005		1,003			1,006
max НБ	1,000	1,250	0,950		1,188	1,724
min НБ	0,620	0,775	0,800		0,736	1,069
НБ	2,53	2,53	0,56		2,22	2,45

	Городской потребитель
	Ргор.max	0,5	МВт
	Нагрузка одного трансформатора горсети 10/0,4 кВ
t	Ргор	tgj гор	cosj гор	Ргор	Qгор	Sгор
ч	о.е.			МВт	Мвар	МВА
0	0,2	0,7	0,82	0,100	0,070	0,122
1	0,21	0,7	0,82	0,105	0,074	0,128
2	0,22	0,7	0,82	0,110	0,077	0,134
3	0,23	0,7	0,82	0,115	0,081	0,140
4	0,24	0,7	0,82	0,120	0,084	0,146
5	0,22	0,7	0,82	0,110	0,077	0,134
6	1	0,426	0,92	0,500	0,213	0,543
7	1	0,426	0,92	0,500	0,213	0,543
8	1	0,426	0,92	0,500	0,213	0,543
9	0,8	0,426	0,92	0,400	0,170	0,435
10	0,8	0,426	0,92	0,400	0,170	0,435
11	0,82	0,426	0,92	0,410	0,175	0,446
12	0,6	0,426	0,92	0,300	0,128	0,326
13	0,62	0,426	0,92	0,310	0,132	0,337
14	0,63	0,426	0,92	0,315	0,134	0,342
15	0,64	0,426	0,92	0,320	0,136	0,348
16	0,65	0,426	0,92	0,325	0,138	0,353
17	0,8	0,426	0,92	0,400	0,170	0,435
18	0,92	0,426	0,92	0,460	0,196	0,500
19	0,9	0,426	0,92	0,450	0,192	0,489
20	0,9	0,426	0,92	0,450	0,192	0,489
21	1	0,426	0,92	0,500	0,213	0,543
22	0,5	0,426	0,92	0,250	0,107	0,272
23	0,4	0,426	0,92	0,200	0,085	0,217

	Сельский потребитель
	Рсел.max	0,15	МВт
	Нагрузка одного трансформатора сельской сети 10/0,4 кВ
t	Рсел	tgj сел	arctgj сел	cosj сел	Рсел	Qсел	Sсел
	о.е.				МВт	Мвар	МВА
0	0,45	0,7	0,61	0,82	0,068	0,047	0,082
1	0,46	0,7	0,61	0,82	0,069	0,048	0,084
2	0,47	0,7	0,61	0,82	0,071	0,049	0,086
3	0,47	0,7	0,61	0,82	0,071	0,049	0,086
4	0,5	0,7	0,61	0,82	0,075	0,053	0,092
5	0,53	0,5	0,46	0,89	0,080	0,040	0,089
6	0,58	0,45	0,42	0,91	0,087	0,039	0,095
7	0,6	0,45	0,42	0,91	0,090	0,041	0,099
8	0,65	0,45	0,42	0,91	0,098	0,044	0,107
9	0,6	0,45	0,42	0,91	0,090	0,041	0,099
10	0,55	0,45	0,42	0,91	0,083	0,037	0,090
11	0,52	0,45	0,42	0,91	0,078	0,035	0,086
12	0,5	0,5	0,46	0,89	0,075	0,038	0,084
13	0,55	0,5	0,46	0,89	0,083	0,041	0,092
14	0,6	0,426	0,40	0,92	0,090	0,038	0,098
15	0,65	0,426	0,40	0,92	0,098	0,042	0,106
16	0,7	0,426	0,40	0,92	0,105	0,045	0,114
17	0,75	0,426	0,40	0,92	0,113	0,048	0,122
18	0,85	0,426	0,40	0,92	0,128	0,054	0,139
19	0,9	0,426	0,40	0,92	0,135	0,058	0,147
20	1	0,426	0,40	0,92	0,150	0,064	0,163
21	0,8	0,426	0,40	0,92	0,120	0,051	0,130
22	0,65	0,426	0,40	0,92	0,098	0,042	0,106
23	0,55	0,426	0,40	0,92	0,083	0,035	0,090

	Прочие потребители
	Рпроч.max	2,7	МВт
t	Рпроч	Рпроч	tgj проч	Qпроч	Sпроч
	о.е.	МВт		Мвар	МВА
0	0,16	0,43	0,7	0,30	0,53
1	0,17	0,46	0,7	0,32	0,56
2	0,18	0,49	0,7	0,34	0,59
3	0,18	0,49	0,7	0,34	0,59
4	0,19	0,51	0,7	0,36	0,63
5	0,18	0,49	0,7	0,34	0,59
6	0,64	1,73	0,9	1,56	2,32
7	0,72	1,94	0,9	1,75	2,62
8	0,9	2,43	0,9	2,19	3,27
9	1	2,70	0,9	2,43	3,63
10	1	2,70	0,9	2,43	3,63
11	0,9	2,43	0,9	2,19	3,27
12	0,56	1,51	0,9	1,36	2,03
13	0,5	1,35	0,9	1,22	1,82
14	0,4	1,08	0,9	0,97	1,45
15	0,51	1,38	0,9	1,24	1,85
16	0,4	1,08	0,9	0,97	1,45
17	0,64	1,73	0,9	1,56	2,32
18	0,64	1,73	0,9	1,56	2,32
19	0,64	1,73	0,9	1,56	2,32
20	0,64	1,73	0,9	1,56	2,32
21	0,64	1,73	0,9	1,56	2,32
22	0,56	1,51	0,9	1,36	2,03
23	0,32	0,86	0,9	0,78	1,16

напряжение промышленный проводник



Период больших нагрузок суммарного графика активной нагрузки подстанции 110/10кВ - с 6 до 22 ч, его длительность 16 ч.

Основные статистические характеристики случайных величин

Математическое ожидание случайной величины (СВ) X:

.

Дисперсия случайной величины (СВ) X:

D[X] = M{xi - M[X]}2.

Эффективное (среднеквадратическое) значение:

=

Стандартное отклонение:

.

Вариация:

.

Коэффициент формы

Kф = = / M[X].

Также обычно определяются максимальные и минимальные значения: max[X] и min[X].

2. Выбор установленной мощности батарей конденсаторов низкого напряжения (БКНН) и высокого напряжения (БКВН). Регулирование мощности

Выбор типа и места установки батарей конденсаторов низкого напряжения (БКНН) и регулирование их мощности

Таблица 1.1 Максимальные значения параметров режима нагрузки трансформатора промышленной сети в период больших нагрузок системы

Pпром.max, МВт	tgпром.max	Qпром.max, Мвар	tgн.п
1,25	0,95	1,188	0,3

Установленная мощность БКНН:

QБКНН = Pпром.max (tgпром.max - tgн.п)= 1,25*(0,95 - 0,3) = 0,825 мвар.

3ЧУКРМ-300 (12Ч25), напольное исполнение, номинальная мощность наименьшей ступени (шаг регулирования)- 25 квар.

Выбор типа батарей конденсаторов высокого напряжения (БКВН) и регулирование их мощности

Таблица 1.2 Максимальные значения параметров режима нагрузки трансформатора подстанции 110/10 кВ в период больших нагрузок системы

PПmax, МВт	QПmax, Мвар	Qсистmax, Мвар
6,165	3,709	2,786

БКВН устанавливаются на секциях шин 10 кВ п/ст энергосистемы.

Реактивная мощность, передаваемая от энергосистемы в максимум нагрузки:

Qсистmax= PПmax tgсист = 6,165*0,4 = 2,786 мвар.

Установленная мощность БКВН:

QБКВН = QґПmax - Qсистmax= 3,709-2,786 =0,923мвар.

QґПmax - суммарная реактивная мощность потребителей с учетом мощности БКНН QБКННmax в максимум нагрузки системы

QґПmax= Qпрочmax + 2 (Qпромmax+ Qгорmax + Qселmax) - 2 QБКННmax.

(УККРМ-7)-6,3/10,5 кВ 900 квар, номинальная мощность наименьшей ступени 150 квар.



3. Статистические характеристики полной нагрузки трансформаторов

Таблица 1.3 Статистические характеристики полной нагрузки трансформаторов за сутки

	Sпром	Sт.пром.норм	Sгор	Sсел	Sпотр.сум
M сутки, МВА	1,146	0,891	0,4	0,104	4,917
дисперсия сутки, МВА2	0,101	0,051	0,0	0,000	2,949
ско, сутки, МВА	0,317	0,225	0,2	0,022	1,717
вариация сутки	0,277	0,253	0,440	0,211	0,349
Max сутки, МВА	1,724	1,302	0,5	0,163	7,459
min сутки, МВА	0,640	0,522	0,1	0,082	2,207
в	1,82	1,82	1,26	2,72	1,48

Таблица 1.4 Статистические характеристики полной нагрузки трансформаторов за период больших нагрузок (нб)

	Sпром Без БКНН	Sт.пром.норм С БКНН	Sгор	Sсел	Sпотр С БКНН	Sт.норм С БКНН и БКВН
M нб, МВА	1,347	1,034	0,422	0,111	6,128	5,934
дисперсия нб, МВА2	0,024	0,011	0,009	0,001	0,881	0,725
эффективное нб	1,356	1,040	0,433	0,113	6,199	5,995
ско, нб, МВА	0,154	0,106	0,096	0,023	0,938	0,852
вариация нб	0,114	0,102	0,228	0,212	0,153	0,144
Kф нб	1,006	1,005	1,026	1,022	1,012	1,010
Max нб, МВА	1,724	1,302	0,543	0,163	7,827	7,459
min нб, МВА	1,069	0,803	0,217	0,084	4,499	4,442
в	2,45	2,53	1,26	2,23	1,81	1,79

4. Выбор трансформаторов и проводников

Выбор номинальной мощности трансформаторов

Выбор трансформаторов при условии возможности существования их послеаварийного режима

В соответствии с существующей практикой проектирования коэффициент допустимой послеаварийной перегрузки трансформаторов на время максимума на понижающих подстанциях рекомендуется выбирать: для открыто установленных трансформаторов Кз.т.п/а =1,4; для трансформаторов, установленных в помещениях или КТП Кз.т.п/а =1,3.

Номинальная мощность трансформатора по условию послеаварийной перегрузки

Кз.т.п/а Sт.ном. Sт.п/а= 2 Sт.нор.мax.

Sт.ном. 2 Sт.нор.мax / Кз.т.п/а.

Номинальная мощность трансформатора по условию нагрева в режиме больших нагрузок

Sт.ном. Sт.эф.нб.

При коэффициенте формы графика Kф.нб <1,05 номинальную мощность трансформатора можно определять по матожиданию мощности нагрузки.

Sт.ном. Sт.эф.нб >M[Sт.нб].

Номинальная мощность трансформатора 110/10 кВ

Sт.ном. 2 Sт.нор.мax / Кз.т.п/а= 2 7,796/1,4=10,71 МВА.

Выбираем трансформатора с Sт.ном=16 МВА.

Sт.ном. M[Sт.нб]=5,934 МВА.

Кз.т.норм=7,496/16=0,47;

Кз.т.п/а=2 7,496/16=0,94.

Выбран трансформатор ТДН- 16000-110/10 с РПН с пределами регулирования ± 9 Ч 1,78 %

Таблица 1.8

Sном.т. пром, МВА	Схема соединений	Iн.т.пром 10 кВ, А	uкз.т, %	DPкз, кВт	DPхх, кВт	Iхх, %	DQхх, квар	Xт, Ом (110 кВ)	Rт, Ом (110 кВ)
16	?/Yн	923,7604307	10,5	85	27	0,7	112	79,40625	4,01757813

Номинальный ток трансформатора приведен к напряжению110 кВ

Номинальная мощность трансформатора 10/0,4 кВ промышленной сети:

Sт.ном. 2 Sт.нор.мax / Кз.т.п/а= 2 1,1/1,3=1,69 МВА.

Выбираем трансформатор с Sт.ном=1,6 МВА.

Sт.ном. M[Sт.нб]=0,83 МВА

Кз.т.норм=1,1/1,6=0,69;

Кз.т.п/а=2 1,1/1,6=1,37.

Поскольку Кз.т.п/а=1,37>1,3, то часть нагрузки этого трансформатора в период восстановления схемы следует отключать. Коэффициент загрузки трансформатора при отключении БКНН, полная мощность нагрузки трансформатора Sт.мax=1,38 МВА (табл.1.4): Кз.т.max=1,38/1,6= 0,86, следовательно, выбранный трансформатор не перегружается при отключении БКНН. Выбран трансформатор ТМГ- 1600-10/0,4.

Таблица 1.9

Sном.т. пром, МВА	Схема соединений	Iн.т. пром, А	uкз.т, %	DPкз, кВт	DPхх, кВт	Iхх, %	DQхх, квар
1,6	?/Yн	92,376	6	18	3,3	1,3	20,8

Номинальная мощность трансформатора 10/0,4 кВ городской сети:

Sт.ном. 2 Sт.нор.мax / Кз.т.п/а= 2 1,302/1,3=2,00 МВА
Sт.ном.=	2,5
Кз.т.норм=1,302/2,5=0,52; Кз.т.п/а=2 1,302/2,5=1,04.
Кз.т.max=1,724/2,5= 0,69

Выбран трансформатор ТМГ- 1000-10/0,4.

Таблица 1.10

Sном.т.пром,МВА	Схема соединений	Iн.т.пром, А	uкз.т, %	DPкз, кВт	DPхх, кВт	Iхх, %	DQхх, квар
2,5	?/Yн	144,5	6	25	4,6	1,2	25
Xт, Ом (10 кВ)	Rт, Ом (10 кВ)	Zт, Ом (10 кВ)	Xт, мОм (0,4кВ)	Rт, мОм (0,4 кВ)
2,4	0,4	2,4	0,6	3,8

Выбор трансформаторов при условии невозможности послеаварийного режима

Трансформаторы, установленные в сельской сети, не имеют резервирования, поэтому мощность трансформаторов выбирается исходя из величины коэффициента загрузки в максимум нагрузки, принятый равным Kз.т=0,9.

Номинальная мощность трансформатора 10/0,4 кВ сельской сети:

Sт.ном. Sт.нор.мax / Кз.т.= 0,163 /0,9=0,181 МВА.

Выбираем трансформатор с Sт.ном=0,25 МВА.

Sт.ном. M[Sт.эф.нб]=0,111 МВА

Кз.т.норм=0,163/0,25=0,652.

Выбран трансформатор ТМГ- 250-10/0,4.

Таблица 1.11

Sном.т.пром, МВА	Схема соединений	Iн.т.пром,А	uкз.т,%	DPкз,кВт	DPхх,кВт	Iхх,%	DQхх,квар
0,25	?/Yн	14,5	4,5	3,7	0,56	2,5	6,25
Xт, Ом (10 кВ)	Rт, Ом (10 кВ)	Zт, Ом (10 кВ)	Xт, мОм (0,4кВ)	Rт, мОм (0,4 кВ)
17	5,9	18	27,2	9,4

Выбор проводников

Статистические характеристики токовой нагрузки проводников

Ток нагрузки проводника до 1 кВ в данном ТР определяется, исходя из нагрузки трансформатора 10/0,4 кВ и числа присоединенных к этому трансформатору проводников до 1 кВ Nл:

Iлt= (1.22)

По заданию на ТР для промышленной сети

Nл= Nшма=1;

для городской сети

Nл= Nк=10;

для сельской сети

Nл= Nсип=5.

Отметим, что послеаварийным режим существует только в промышленной сети до 1 кВ.

Таблица 1.6 Статистические характеристики токовой нагрузки кабелей 10 кВ и ШМА 0,4 кВ за период больших нагрузок (нб) для промышленной сети

	Iк.пром 10кВ	Iк.пром.п/а 10кВ	Iшма.пром, 0,4 кВ	Iшма.пром.п/а, 0,4 кВ
M нб, А	119,415	238,830	1571,249	3142,497
дисперсия нб, А2	149,284	597,135	25845,515	103382,058
эффективное нб	120,038	240,077	1579,452	3158,903
ско, нб, А	12,218	24,436	160,765	321,531
вариация нб	0,102	0,102	0,102	0,102
Kф нб	1,005	1,005	1,005	1,005
Max нб, А	150,284	300,569	1977,427	3954,854
min нб, А	92,754	185,509	1220,451	2440,902
в	2,53	2,53	2,53	2,53

Таблица 1.7 Статистические характеристики токовой нагрузки кабелей и СИП 10 кВ и 0,4 кВ за период больших нагрузок (нб) для городской и сельской сети

	Iк.гор.норм 10кВ	Iк.гор.п.а 10кВ	Iк.гор.норм 04кВ	Iсип.сел.норм 10кВ	Iсип.сел.п.а 10кВ	Iсип.сел.норм 04кВ
M нб, А	23,494	46,988	61,827	123,653	6,396	33,661
дисперсия нб, А2	30,992	123,970	214,629	858,516	1,837	50,889
эффективное нб	24,145	48,289	63,539	127,077	6,538	34,408
ско, нб, А	5,567	11,134	14,650	29,300	1,355	7,134
вариация нб	0,237	0,237	0,237	0,237	0,212	0,212
Kф нб	1,028	1,028	1,028	1,028	1,022	1,022
Max нб, А	31,378	62,756	82,573	165,146	9,413	49,544
min нб, А	12,551	25,102	33,029	66,058	4,841	25,480
	1,42	1,42	1,42	1,42	2,23	2,23

Выбор кабелей 10 кВ. Экономически целесообразное сечение определяют предварительно по расчетному току линии Iрасч.норм нормального режима и экономической плотности тока:

эк=. (2.5)

Iрасч.норм= Iнорм.max нб - максимальное значение тока нормального режима в период больших нагрузок.

Для головного участка кабельной линии 10 кВ промышленной сети (табл. 1.6)

Iнорм.max нб=150,284 А.

Для головного участка кабельной линии 10 кВ городской сети (табл.1.7)

Iнорм.max нб=31,378 А.

Экономическая плотность тока для кабелей с алюминиевыми жилами с бумажной изоляцией при Tнб=3000…4000 ч jэк= 1,4 .

Экономически целесообразное сечение для промышленной сети:

эк.пром===107,35 мм2 > 120 мм2.

Экономически целесообразное сечение для городской сети:

эк.гор== = 22,41 мм2 > 50 мм2.

предельно возможные значения тока трехфазного КЗ при отключенном секционном выключателе:

Iк.з(3) = = =8797,7 А,

Iт.ном - номинальный ток трансформатора при напряжении 10 кВ места КЗ,

uк.з* - напряжение КЗ трансформатора.

Мощность трехфазного КЗ на шинах 10 кВ трансформатора

Sк.з(3) = Iк.з(3) Uном = 8797,7 10/1000= 152,4 МВА.

Минимальное термически стойкое токам КЗ сечение кабеля:

Fкз ,

Промышленный потребитель

	Кабельные линии 10 кВ
	Iк.з(3)	Fкз, мм2	Fст, мм2	Iдоп А	Iдоп фактА	Iк.эф.нб
Головной	8797,718	68,14683	120	240	241,92	120,038
Второй	<8797,7	<68,15	70	140	141,12	60,019
	Марка кабеля	r0, Ом/км	x0, Ом/км	Lгол,км Lвтор,км	Rк,Ом	Xк,Ом
Головной	ААШв- 3х120	0,258	0,081	0,45	0,1161	0,03645
Второй	ААШв- 3х70	0,62	0,09	0,15	0,093	0,0135

Городской потребитель

	Tнб	jэк	Fэк.гор, мм2	Iк.з(3)	Fкз, мм2	Fст, мм2	Iдоп А	Iдоп факт А	Iк.эф.нб
	4000	1,4	22,41268	8797,7184	68,146	70	165	166,32	24,145
	Марка кабеля	r0, Ом/км	x0, Ом/км	Lгол,км Lвтор,км	Rк,Ом	Xк,Ом
Головной	ААШв- 3х70	0,44	0,086	0,9	0,396	0,0774
Второй	-/-	-/-	-/-	0,35	0,154	0,0301

Выбор СИП 10 кВ

Выбор сечений СИП по экономической плотности тока. При числе часов использования наибольших нагрузок экономическая плотность тока (как для кабелей из сшитого полиэтилена) .

Экономически целесообразное сечение СИП для сельской сети 10 кВ

эк.сел== = 4,95 мм2 > 50 мм2.

Найденное расчетное сечение по (2.5) округляется до ближайшего стандартного.

Проверка сечения СИП по условию длительно допустимого нагрева в послеаварийном режиме.

Сечение должно удовлетворять требованию:

При температуре окружающей среды -5°С и ниже:

Средняя температура за январь для Европейской части России °С.

Тогда:

Послеаварийный режим (отключение одного СИП головного участка смежной секции):

Условие выполняется.

Вывод: выбранное сечение удовлетворяет условию проверки по длительно допустимому нагреву в послеаварийном режиме.

Проверка сечения СИП по условию термической стойкости при токах КЗ.

Самым тяжелым случаем для СИП головного участка является КЗ в на шинах 10 кВ трансформатора 110/10 кВ: Iк.з(3) = 8808 А, ток термической стойкости для СИП- 50 Iкз(1с)= 4300 А. Следовательно, выбранное сечение не удовлетворяет условию проверки по термической стойкости при токах КЗ.

Определяющим при выборе СИП является условие термической стойкости тока КЗ. При Iк.з(3) = 8808 А следует выбрать СИП - 95 с Iкз(1с)=8600 А.

	СИП 10 кВ
Tнб	jэк	Fэк.пром	Fстанд	Iк.з(3)	Fстанд кз мм2	Fст, мм2	Iдоп А	Iдоп фактА	Iк.эф.нб
3000	1,9	4,95	50	8797,7	95	95	245	296,45	24,145

Таблица 2.3 Технические данные СИП3

F,мм2	Iдоп,А	Iкз(1с),кА	r0,Ом/км	x0,Ом/км	L,км	Rсип,Ом	Xсип,Ом
95	370	8,6	0,36	0,986	1,3	0,468	1,2818
-/-	-/-	-/-	-/-	-/-	0,3	0,108	0,2958

Самыми опасными являются режимы КЗ-они определяют сечение кабеля. Исходя из этого выбираем второй участок кабеля сечением равным первому. Выбор шинопровода 0,4 кВ. Номинальное напряжение шинопровода должно соответствовать напряжению сети:

.. (2.17)

Номинальный ток шинопровода Iш.ном должен превышать наибольший рабочий ток в послеаварийном режиме:

Iш.ном Iр.п/а, (2.18)

где Iр.max - рабочий ток; Iр.п/а - расчетный ток послеаварийного режима.

Расчетный ток определяется эффективным током нагрузки шинопровода для периода больших нагрузок послеаварийного режима (табл. 1.6):

Iр.п/а= Iшма.эф.нб = 3158,9А.

Выбираем шинопровод ШМА-68Н - 3200 - 660

Таблица 2.4 Технические данные магистрального шинопровода переменного тока ШМА 68Н-3200-660

Показатель	ШМА 68Н
Номинальный ток, А	3200
Номинальное напряжение, В	660
Электродинамическая стойкость ударному току КЗ, кА	70
Активное сопротивление на фазу, r0Ш, Ом/км	0,0197
Реактивное сопротивление на фазу, x0Ш, Ом/км	0,0062
Длина, LШ км	0,09
Активное эквивалентное сопротивление RШ.э, Ом	0,00177
Реактивное эквивалентное сопротивление XШ.э, Ом	0,000558

Выбор кабеля 0,4кВ городской сети

В соответствии с условиями эксплуатации кабелей до 1 кВ при прокладке в траншее выбираем марку кабеля ААШв (кабель с алюминиевыми жилами и алюминиевой защитной оболочкой, бумажно-масляной изоляцией, с наружными покровами из ПВХ пластиката).

Сечение кабелей низкого напряжения выбираются по следующим условиям: нагреву в нормальном и послеаварийном режимах, допустимым потерям напряжения, по механической прочности. Из полученных по расчетам сечений принимается наибольшее, как удовлетворяющее всем условиям.

Минимальное допустимое сечение по условию механической прочности для кабелей Fмех=25мм2.

Сечение проводов и кабелей напряжением до 1 кВ по условию нагрева определяется в зависимости от расчетного значения длительной нагрузки при нормальных условиях прокладки.

Проверка на нагрев в нормальном и послеаварийном режимах производится по условию:

Iр.нагр Iдоп. факт ,

где Iр.нагр - расчетный ток для проверки кабелей по нагреву; Iдоп.факт - фактическая допустимая токовая нагрузка.

Расчетный ток определяется эффективным током нагрузки кабеля для периода больших нагрузок

Iр.нагр= Iк.эф.нб.

Согласно табл. 1.7, Iк.эф.нб.= 63,539 А.

Фактическая допустимая токовая нагрузка кабелей в нормальном и послеаварийном режимах работы определяется по выражению

Iдоп. факт=Iдоп.таблk kn,

где Iдоп.табл - допустимая длительная токовая нагрузка, определяемая по справочнику для выбранного способа прокладки кабеля в зависимости от марки кабеля; k =1,21 - коэффициент, учитывающий фактическую температуру окружающей среды; kn=0,82 - коэффициент, учитывающий число проложенных кабелей (5) в траншее.

Для кабеля ААШв при прокладке в земле и сечении 25 мм2 Iдоп.табл=115 А, Iдоп.факт=113,2 А>63,539 А.

Таблица 2.5 Технические данные кабельной линии 0,38 кВ городской сети

	Но выбираем F=50 мм2, как рекомендованную приказом ФСК
	F,мм2	Iдоп,А	r0,Ом/км	x0,Ом/км	L,км	Rк,Ом	Xк,Ом
КЛ1	50	173,64	0,62	0,083	0,09	0,0558	0,00747
КЛ3	-/-	-/-	-/-	-/-	0,35	0,217	0,083

Выбор СИП сети 0,4 кВ

В соответствии с условиями эксплуатации сельских сетей до 1 кВ при прокладке в воздухе выбираем самонесущий изолированный провод СИП 2.

Сечение СИП низкого напряжения выбираются по следующим условиям: нагреву в нормальном и послеаварийном режимах, допустимым потерям напряжения, по механической прочности. Из полученных по расчетам сечений принимается наибольшее, как удовлетворяющее всем условиям. Fмех=3Ч35+1Ч50мм2.

Сечение проводов напряжением до 1 кВ по условию нагрева определяется в зависимости от расчетного значения длительной нагрузки при нормальных условиях прокладки.

Проверка на нагрев в нормальном и послеаварийном режимах производится по условию:

Iр.нагр Iдоп. факт ,

где Iр.нагр - расчетный ток для проверки кабелей по нагреву; Iдоп.факт - фактическая допустимая токовая нагрузка.

Расчетный ток определяется эффективным током нагрузки кабеля для периода больших нагрузок

Iр.нагр= Iк.эф.нб.

Согласно табл. 1.7, Iк.эф.нб.= 34,408 А.

Фактическая допустимая токовая нагрузка СИП в нормальном и послеаварийном режимах работы определяется по выражению

Iдоп. факт=Iдоп.таблk, (2.27)

где Iдоп.табл - допустимая длительная токовая нагрузка, определяемая по справочнику для СИП 2; k =1,3 - коэффициент, учитывающий фактическую температуру окружающей среды в зимний максимум.

Для СИП 2 сечением 35 мм2 Iдоп.табл=200 А, Iдоп.факт=260 А.

Выбран СИП2 - 3Ч35+1Ч50 - 0,38, технические характеристики приведены в табл.2.6.

Табл. 2.6

F,мм2	Iдоп,А	r0,Ом/км	x0,Ом/км	L,км	Rсип,Ом	Xсип,Ом
35	200	0,9	0,986	0,2	0,18	0,1972

5. Суточные г...