Расчётная реактивная мощность группы с учётом компенсации. Активные и реактивные потери в трансформаторах

Страницы работы

7 страниц (Word-файл)

Содержание работы

где - расчётная реактивная мощность группы с учётом компенсации, квар;

ΔРт, ΔQт – активные и реактивные потери в трансформаторах;

к – количество трансформаторов в группе;

                                              (10.2)

                                         (10.3)

где ΔРхх, ΔРкз, Iхх, и  uк – каталожные данные трансформаторов;

кз – коэффициент загрузки трансформаторов;

Проверяем выбранные сечения кабелей по нагреву:

- в нормальном режиме по условию:

                                                   (10.4)

где - допустимый ток кабеля с учётом прокладки, А;

к1  – поправочный коэффициент на температуру окружающей среды, исходя из условий прокладки;

к2 – коэффициент, учитывающий количество совместно проложенных кабелей;

к3 – коэффициент удельного сопротивления земли.

- в послеаварийном режиме:

                                  (10.5)

где кпер.тi  – допустимая аварийная перегрузка трансформатора.

n – число трансформаторов;

Sн.тi – номинальная мощность трансформатора;

кпер.к – коэффициент возможной аварийной перегрузки кабеля, для кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена кпер = 1,1 [6].

- на термическую стойкость по условию (8.5).

Пример выбора питающих кабелей для участка сети ГРП – КТП6 – КТП4 – КТП9 рисунок 8.1:

Определяем коэффициенты загрузок трансформаторов КТП:

Определяем потери мощности в трансформаторах:

Определяем расчётную нагрузку кабеля с учётом потерь в трансформаторе для участка ГРП – КТП6 - КТП4 (исходные данные берём из таблиц 6.1 и 6.2):   

Определяем расчётный ток линии в нормальном режиме:

Определяем сечение кабеля (jэк = 1,7 А/мм2 при Тнб = 5000 ч [6]):

Предварительно принимаем кабель АПвВнг 3(1х50) с Iдоп = 170 А.

Определим допустимый ток кабеля с учётом прокладки:

В соответствии с [6] к1 = 1; к2 = 0,85; к3 = 1.

Произведём проверку выбранного кабеля:

- проверка по нагреву:

в нормальном режиме:

- в послеаварийном режиме:

- проверка на термическую стойкость:

Тепловой импульс от тока кз (Iкз5 =  1,9 кА, таблица 8.1):

Минимально допустимое сечение по условию термической стойкости:

 

Все условия выполняются, поэтому окончательно принимаем для участка               ГРП – КТП6 – КТП4 кабель АПвВнг 3(1х50) с    Iдоп = 170 А.

Определяем расчётную нагрузку кабеля с учётом потерь в трансформаторе для участка КТП6 – КТП4 (исходные данные берём из таблиц 6.1 и 6.2):   

Определяем расчётный ток линии в нормальном режиме:

Определяем сечение кабеля:

Предварительно принимаем кабель АПвВнг 3(1х35) с Iдоп = 145 А.

Определим допустимый ток кабеля с учётом прокладки:

В соответствии с [6] к1 = 1; к2 = 0,85; к3 = 1.

Произведём проверку выбранного кабеля:

- проверка по нагреву:

в нормальном режиме:

- проверка на термическую стойкость:

Тепловой импульс от тока кз (Iкз6 =  1,9 кА, таблица 8.1):

Минимально допустимое сечение по условию термической стойкости:

 

Все условия выполняются, поэтому окончательно принимаем для участка               КТП6 – КТП4 кабель АПвВнг 3(1х35) с    Iдоп = 145 А.

Определяем расчётную нагрузку кабеля с учётом потерь в трансформаторе для участка ГРП – КТП6 – КТП9 (исходные данные берём из таблиц 6.1 и 6.2):   

Определяем расчётный ток линии в нормальном режиме:

Определяем сечение кабеля:

Предварительно принимаем кабель АПвВнг 3(1х50) с Iдоп = 170 А.

Определим допустимый ток кабеля с учётом прокладки:

В соответствии с [6] к1 = 1; к2 = 0,85; к3 = 1.

Произведём проверку выбранного кабеля:

- проверка по нагреву:

в нормальном режиме:

- в послеаварийном режиме:

- проверка на термическую стойкость:

Тепловой импульс от тока кз (Iкз5 =  1,9 кА, таблица 8.1):

Минимально допустимое сечение по условию термической стойкости:

 

Все условия выполняются, поэтому окончательно принимаем для участка               ГРП – КТП6 – КТП9 кабель АПвВнг 3(1х50) с    Iдоп = 170 А.

Определяем расчётную нагрузку кабеля с учётом потерь в трансформаторе для участка КТП6 – КТП9 (исходные данные берём из таблиц 6.1 и 6.2):   

Определяем расчётный ток линии в нормальном режиме:

Определяем сечение кабеля:

Предварительно принимаем кабель АПвВнг 3(1х35) с Iдоп = 145 А.

Определим допустимый ток кабеля с учётом прокладки:

В соответствии с [6] к1 = 1; к2 = 0,85; к3 = 1.

Произведём проверку выбранного кабеля:

- проверка по нагреву:

в нормальном режиме:

- проверка на термическую стойкость:

Тепловой импульс от тока кз (Iкз6 =  1,9 кА, таблица 8.1):

Минимально допустимое сечение по условию термической стойкости:

 

Все условия выполняются, поэтому окончательно принимаем для участка               КТП6 – КТП9 кабель АПвВнг 3(1х35) с    Iдоп = 145 А.

Аналогично и для других участков. Результаты расчёта и выбора сечений питающих линий 10 кВ сведены таблицу 10.1.

Выбор кабелей напряжением ниже 1 кВ.

Выбор сечения проводников ответвлений к электроприёмникам производим согласно методике [8] т.е.:

- по условию нагрева длительно – допустимым расчетным током:

                                                         (10.6)

где Iр – расчетный ток электроприемника;

Кп – поправочный коэффициент на условия прокладки;

- по условию соответствия выбранному аппарату максимальной токовой защиты:

                                                    (10.7)

где Кз – кратность длительно – допустимого тока проводника по отношению к номинальному току или току срабатывания защитного аппарата; 

Iз – ток срабатывания защитного аппарата.

Сечение выбирается по наибольшему  значению  Iотв.

Пример выбора для ВРУ7 (исходные данные берём из таблицы 2.3):

В качестве защитного аппарата для ВРУ на КТП используется автоматический выключатель ВА55-41 1000/1000 А:

Выбираем кабель 4хАВВГ (4х185) с Iдоп = 385 А, проложенный в траншее.

Аналогично и для других присоединений. Результаты выбора проводников напряжением 0,4 кВ сведены в  таблице 10.2.

Таблица 10.2-  Выбор проводников напряжением 0,4 кВ

Присоеди-нение

Iр,   А

Iотв1

Iза,  А

Iотв2,

А

Iдоп

Марка и сечение кабеля или провода,

мм

Способ прокладки

ВРУ1

247,2

268,7

250

235,3

270

ВВГ (4х185)

В коробе

ВРУ2

151,2

164,4

160

139,1

175

АВВГ (4х50)

В траншее

ВРУ3

445,6

484,4

630

547,8

595

АШв 4(1х120)

В траншее

ВРУ7

318,8

375,1

800

376,5

385

4хАВВГ (4х185)

В траншее

ВРУ8

593,8

645,4

630

547,8

675

АШв 4(1х150)

В траншее

ВРУ10

257,5

279,9

320

278,3

295

АВВГ (4х120)

В траншее

Похожие материалы

Информация о работе