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

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

ΔР_т, ΔQ_т – активные и реактивные потери в трансформаторах;

к – количество трансформаторов в группе;

                                              (10.2)

                                         (10.3)

где ΔР_хх, ΔР_кз, I_хх, и  u_к – каталожные данные трансформаторов;

к_з – 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 к_пер.тi  – допустимая аварийная перегрузка трансформатора.

n – число трансформаторов;

S_н.тi – номинальная мощность трансформатора;

к_пер.к – коэффициент возможной аварийной перегрузки кабеля, для кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена к_пер = 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 (j_эк = 1,7 А/мм² при Т_нб = 5000 ч [6]):

Предварительно принимаем кабель АПвВнг 3(1х50) с I_доп = 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 (I_кз5 =  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    I_доп = 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 I_доп = 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 (I_кз6 =  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    I_доп = 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 I_доп = 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 (I_кз5 =  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    I_доп = 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 I_доп = 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 (I_кз6 =  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    I_доп = 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 I_р – расчетный ток электроприемника;

К_п – поправочный коэффициент на условия прокладки;

- по условию соответствия выбранному аппарату максимальной токовой защиты:

                                                    (10.7)

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

I_з – ток срабатывания защитного аппарата.

Сечение выбирается по наибольшему  значению  I_отв.

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 I_доп = 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,А	Iза,  А	Iотв2, А	Iдоп,А	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