Расчет и выбор питающих линий высокого напряжения

Согласно ПУЭ линии высокого напряжения выбираются по экономической плотности тока с проверкой по нагреву и потере напряжения.

Наличие ЭП II категории обязывает выполнить резервирование по высокой стороне.

Экономически целесообразное сечение кабеля ориентировочно находится по экономической плотности тока для принятой кабельной линии в зависимости от материала и Tmax– продолжительности использования максимума нагрузок в часах.

Экономически целесообразное сечение кабеля определяем по формуле

Sэ = , (18)

где iэ –экономическая плотность тока, А/мм²

Iрасч – расчетный ток 30-ти минутного максимума

Величина Tmax определяется по формуле

 

Тmax = д (19)

где – д= 8760 ∙ (n/3), n – число смен.

д = 8760∙(2/3)=5840

Тmax = 5031 (20)

Проверку по потере напряжения производим в аварийном режиме по допустимой длине.

L_доп = l_∆Ul% ∙ ∆Uдоп ∙ n_к ∙ Iдоп / Iрасч (21)

где l_∆Ul% - длина кабеля на 1% напряжения.

∆Uдоп – допустимая потеря напряжения по ПУЭ

Расчет питающих линий произведен путем технико-экономического сравнения 2 вариантов в таблице 11.

Выбор распределительной сети высокого напряжения определяем по экономической плотности тока без технико-экономического расчета (таблица 11)

Таблица 11 – Выбор питающей линии

Наименование операции	Условия выбора	Расчет по вариантам	Примечание
Технический расчет
1. Принимаем величину напряжения	Исходя из различия ИП, кВ
2. Принимаем питающую линию	Исходя из возможности прокладки питающей лини	0,8	0,8
3. Принимаем число питающих линий	Так как есть ЭП второй категории принимаем 2 линии
4. Определяем расчетные величины каждой питающей линии	Sp = Smax, кВА
5. Определяем Iр линии в нормальном режиме	Ip= , А	Ip= = =27,3	Ip= = =27,3
- В аварийном режиме	Ip= , А	Ip= = =54,6	Ip= = =54,6
6. Определяем экономическое сечение жил	Sэ= ,мм2	Sэ= = =45,5	Sэ= = = 45,5	jэ = 1,2А/мм2 Тм = 6281,8
7. Принимаем рациональное стандартное сечение и количество кабелей	nэ=	nэ= = 1,3≈1	nэ= = 0,91≈1
8. Определяем марку кабеля	Iдоптабл, А ААШв	3х35	3х50
9. Проверяем линию по нагреву: - в нормальном режиме	Iдоп = nлр∙ nк ∙ k1 ∙ k2 ∙ Iдоптабл>Iр, А	Iдоп = 2 ∙ 1 ∙ 1 ∙ 0,95 ∙ 125= =237,5	Iдоп = 2 ∙1∙ 1 ∙ 0,95 ∙155= =294,5	1)К1=1 К2=0,95 2)К1=1 К2=0,95
- В аварийном режиме		1·1·1·0,95·125= 118,75	1·1·2·0,95· 155= 147,25
10. Проверяем сечение линии по потере U в аварийном режиме	l =nk∙ l∆U1% ∙ ∆Uдоп ∙ , км	l = 1∙ 0,31 ∙ 10 ∙ (118,75/54,6) = 6,74	l = 1 ∙0,36∙ 10 ∙ (147,25/54,6) = 9,7	l∆U1%, км / % 1) 0,31 2) 0,36
По длине проход Экономический расчет
1. Определяем капитальные затраты по вариантам	Ко
а) Стоимость кабельных линий	Кл = nл ∙ nк ∙ Ко ∙ L, тыс. руб.	Кл = 2∙ 1 ∙49,2 ∙ 0,8 = 67,2	Кл = 2∙ 1 ∙ 54,9 ∙ 0,8 =72	1)49,2 2)54,9
б) Стоимость аппаратуры на 2 линии	Ка = nв ∙ Ков, тыс. руб.	Ка = 3 ∙ 165 = =495	Ка = 3 ∙ 165 = = 495	Ков = 165 тыс. руб.
В соответствие с принятой схемой электроснабжения по каждому варианту установлено	КМ1Ф с выключателем BB/TEL -	BB/TEL – 10 – 630	BB/TEL – 10 – 630

Продолжение таблицы 11.

в) Суммарные капитальные затраты по вариантам	К = Кл + Ка, тыс.руб.	К = 78,7 + +495 = 573,7	К = 87,8+ +495 = 582,8
2. Эксплуатационные затраты по вариантам
а) Потери электрической энергии в линии	Рл = Рн ∙ (Iр/Iдоп)2 ∙ L, кВт	Рл = 51 ∙ (27,3/237,5)2 ∙ 0,8= 0,51	Рл = 0,54	Рн кВт/км 1) 51 2) 54
б) стоимость потерь электроэнергии за год	Сn = Рл ∙ τ ∙ Со ∙ 10-3, тыс.руб.	Сn =0,51∙ 7500 ∙ 2,5 ∙ 10-3 = 9,56	Сn = 10,13	τ=7500 Со=2,5
в) Годовые амортизационные отчисления	Са = (Рла/100) ∙ Кл + (Раа/100) ∙ Ка, тыс.руб.	Са =(3,2/100) ∙ 78,7+ (9/100)∙495 = =47,06	Са=47,4	Рла=3,2 % Раа = 9%
г) Расходы на обслуживание и текущий ремонт	Ср = (Рлр/100) ∙ Кл + (Рар/100) ∙ Ка, тыс.руб	Ср = (2/100) ∙ 78,7 + (3,6/100) ∙ 495 = 19,39	Ср =19,57	Рлр = 2% Рар = =3,6%
3. Суммарные расходы по вариантам	С = Сn + Са + Ср, тыс.руб.	С = 9,56 + 47,06 + 19,39 = 76,01	С = 77,1
4. Годовые затраты	З = С + 0,16 ∙ К, тысруб	З = 76,01 + 0,16 ∙ 573,7 = = 167,8	З = 170,35

Вывод: Исходя из технико-экономического расчета к установке принимаю питающую линию ААШв 3х25, так как у него меньшие потери напряжения при аварийном режиме, а следовательно и меньшие годовые затраты всего 167,8 тыс. руб.

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ВГЭТК. 401-ЭЛ. 30. КП. 77д. ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ВГЭТК. 401-ЭЛ. 30. КП. 77д. ПЗ

2.7 Расчет токов короткого замыкания

S_c=∞ X^*_с=0

X_c=0

115кВ 115 кВ

l=7км X^*_вл

 

115 кВ 115 кВ

 

U_к=11% X^*_т

S_н=40МВА

6,3кВ 6,3 кВ

 

l=0,8км X^*_кл

ААШв (3х25) R^*_кл

К1 6,3 кВ К1 6,3 кВ

 

 

а) б)

Рисунок 6 – а) расчетная схема; б) схема замещения

 

Принимаем базисные величины:

- базисная мощность S_б=100 МВА

- базисное напряжение U_б=6,3 кВ

- базисный ток

I_б = (22)

I_б = =9,2 кА

 

Определяем относительные базисные сопротивления элементов схемы:

- воздушной линии

x_л^*=x₀ l , (23)

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ВГЭТК. 401-ЭЛ. 30. КП. 77д. ПЗ

где x₀ – индуктивное сопротивление 1 км линии Ом/км

x₀ – 0,08 Ом/км для кабельной линии

x₀ – 0,4 Ом/км для воздушной линии

x_л1^*= 0,4 7 = 0,02

- трансформатора

x_т^*= , (24)

где U_к – напряжение короткого замыкания, %

x_т^*= = 0,275

- кабельной линии

а) реактивное (23), x₀ – 0,08 Ом/км

x_л2^*= 0,08 0,8 = 0,16

б) активное

r_л^*= r₀ l , (25)

где r₀ – активное сопротивление 1 км линии Ом/км, определяется по формуле:

r₀= , (26)

где S – сечение жилы, мм²;

γ – удельная проводимость м/(Ом×мм²).

Для алюминия γ=32 м/(Ом×мм²), для меди γ=53 м/(Ом×мм²)

r₀= = 1,25 Ом/км

r_л^*=1,25 0,8 = 2,5

- полное Z_∑^*= = = 2,55 (27)

Определяем установившийся ток к.з. I_∞1, кА

I_∞= (28)

I_∞= = 3,6 кА

Рассчитываем ударный ток в точке к.з. i_у, кА

i_у= , (29)

 

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

ВГЭТК. 401-ЭЛ. 30. КП. 77д. ПЗ

где к_у – ударный коэффициент равен 1,3 [3, с 228]

i_у=1,41 1,3 3,6=6,6 кА

Сверхпереходной ток I^"= I_∞,так как система неограниченной мощности (S_c=∞).

Определяем мощность к.з. S_кз, МВА

S_кз= (30)

S_кз=1,73 6,3 3,6=39,2 МВА

Таблица 12 – Результаты расчёта токов короткого замыкания

Точка	I", кА	I∞, кА	iу, кА	Sкз, МВА
К1	3,6	3,6	6,6	39,2