Выбор сечения проводов распределительной сети с учётом потерь напряжения и регулирующих возможностей потребительских комплектных распределительных устройств

 

Выбор сечений проводов распределительной сети 10 кВ производится по экономической плотности тока в соответствии с п. 1.3.36 ПУЭ.

 

Сначала определяем ток нагрузки на участке фидера по формуле (30)[11]:

 

I=S_нагр/U_ном√3, А                                                               (30)[11]

 

где S_нагр – мощность нагрузки на участке фидера, кВ·А

    U_ном – номинальное напряжение участка сети, кВ

 

Расчетное сечение провода рассчитаем по формуле (31)[11]:

 

F=I_нагр/γ_эк мм²                                                                                                                                       (31)[11]

 

где I_нагр – ток, протекающий по участку провода, А

      γ_эк – нормированное значение экономической плотности тока, А/мм²

 

Экономическая плотность тока γ_эк принимается в зависимости от времени использования наибольшей нагрузки Т_макс в соответствии с таблицей п. 1.3.36 ПУЭ.

 

Для Т_макс. = 4000 ч принимаем γ_эк = 1,1.

Полученное расчетом сечение округляется до ближайшего стандартного (F_станд = 50,70,95,120,150), окончательно выбранное сечение должно отвечать требованиям ПУЭ (условие механической прочности).

 

Выбираем изолированные провода марки СИП3 (провод с одной жилой).

СИП – это самонесущий изолированный провод, в самом наименовании которого отражаются основные принципы его функционирования.

Основные функциональные особенности проводов СИП, дающие им значительное преимущество:

1) Данные провода обладают надежностью и гарантируют бесперебойное снабжение электроэнергией потребителей.

2) Использование СИП приносит значительное уменьшение эксплуатационных затрат, до восьмидесяти процентов. Это обеспечивается тем, что при проводки воздушных линий электропередач, с применением СИПа, нет надобности протягивать обширные просеки в лесах, как в случае использования неизолированных проводов. Таким образом, происходит экономия денежных и временных ресурсов на расчистку просек.

3) СИП обладает высокой прочностью. Он достаточно устойчив к природным явлениям.

 

Расчет сведем в таблицу 9.

 

Таблица 9 – Расчет и выбор проводов ВЛ-10 кВ

Участок фидера	Нагрузка участка Sуч, кВ·А	Ток участка Iуч, А	Расчетное сечение Fрасч, мм^2	Марка провода
1	2	3	4	5
Фидер1
2-1	50	2,75	2,50	СИП3 1х50
1-з	360	19,79	18,00	СИП3 1х50
5-з	300	16,50	15,00	СИП3 1х50
Продолжение таблицы 9
1	2	3	4	5
з-6	660	36,29	32,99	СИП3 1х50
6-ж	870	47,84	43,49	СИП3 1х50
7-ж	30	1,65	1,50	СИП3 1х50
ж-0	900	49,49	44,99	СИП3 1х50
Фидер 2
4-3	140	7,70	7,00	СИП3 1х50
3-5	210	11,55	10,50	СИП3 1х50
5-8	510	28,04	25,49	СИП3 1х50
8-0	790	43,44	39,49	СИП3 1х50
Фидер 3
10-9	40	2,20	2,00	СИП3 1х50
9-ё	130	7,15	6,50	СИП3 1х50
11-ё	120	6,60	6,00	СИП3 1х50
ё-0	250	13,75	12,50	СИП3 1х50
Фидер 4
13-е	30	1,65	1,50	СИП3 1х50
14-е	190	10,45	9,50	СИП3 1х50
е-12	220	12,10	11,00	СИП3 1х50
12-и	390	21,44	19,49	СИП3 1х50
15-и	290	15,95	14,50	СИП3 1х50
и-0	680	37,39	33,99	СИП3 1х50
Фидер 5
19-в	30	1,65	1,50	СИП3 1х50
18-в	300	16,50	15,00	СИП3 1х50
в-16	330	18,15	16,50	СИП3 1х50
16-д	560	30,79	27,99	СИП3 1х50
15-д	290	15,95	14,50	СИП3 1х50
д-0	850	46,74	42,49	СИП3 1х50
Фидер 6
23-г	150	8,25	7,50	СИП3 1х50
20-г	110	6,05	5,50	СИП3 1х50
г-22	260	14,30	13,00	СИП3 1х50
22-к	290	15,95	14,50	СИП3 1х50
24-к	280	15,40	14,00	СИП3 1х50
к-21	570	31,34	28,49	СИП3 1х50
21-0	750	41,24	37,49	СИП3 1х50
Фидер 7
26-б	130	7,15	6,50	СИП3 1х50
25-б	220	12,10	11,00	СИП3 1х50
б-24	350	19,25	17,50	СИП3 1х50
Продолжение таблицы 9
1	2	3	4	5
24-17	630	34,64	31,49	СИП3 1х50
17-0	710	39,04	35,49	СИП3 1х50
Фидер 8
27-28	200	11,00	10,00	СИП3 1х50
28-а	250	13,75	12,50	СИП3 1х50
30-а	60	3,30	3,00	СИП3 1х50
а-29	310	17,05	15,50	СИП3 1х50
29-0	630	34,64	31,49	СИП3 1х50

 

В таблицу 10 занесем технические данные выбранных марок проводов ВЛ-10 кВ.

 

Таблица 10 – Технические данные проводов ВЛ-10 кВ

Марка провода	Удельное активное сопротивление провода Rо, Ом/км	Удельное индуктивное сопротивление провода Хо, Ом/км
ВЛ-10кВ
СИП3 1х50	0,72	0,35
СИП3 1х70	0,493	0,35
СИП3 1х95	0,363	0,35

 

Выбранные провода необходимо проверить по потере напряжения по условию (32)[9]:

 

∆U_доп > ∆U_факт, В                                                                        (32)[9]

 

где ∆U_доп – допустимая потеря напряжения в линии, В.           

∆U_факт – фактическая потеря напряжения в линии, В.

 

Допустимая потеря напряжения для распределительной сети составляет 8% от номинального. Согласно п. 1.9 данного дипломного проекта действительное напряжение на шинах НН составляет 10 кВ. Поэтому потери напряжения для фидера будут составлять: (8·10400)/100 = 832 В.

Потери напряжения в проводах определяются по формуле (33)[9]:

 

∆U_факт= 3•I_уч•L_уч•(R_ocosφ+Х_osinφ), В                                         (33)[9]

 

где I_{уч –} ток на участке фидера, А

      L_{уч -} длина участка, км

   R_{o –} удельное активное сопротивление провода, Ом/км

      Х_o – удельное индуктивное сопротивление провода, Ом/км

      cosφ=0,83 – коэффициент активной мощности

      sinφ=0,56 – коэффициент реактивной мощности

Результаты расчета сводим в таблицу 11.

 

Таблица 11 – Расчет потерь напряжения по ВЛ-10 кВ

Участок фидера	Нагрузка участка Sуч, кВА	Ток Iуч, А	Длина Lуч, км	Провод	Δ Uфакт, В
1	2	3	4	5	6
2-1	50	2,75	4	СИП3 1х50	15,10
1-з	360	19,79	4	СИП3 1х50	108,71
5-з	300	16,50	4	СИП3 1х50	90,59
з-6	660	36,29	1	СИП3 1х50	49,82
6-ж	870	47,84	1	СИП3 1х50	65,68
7-ж	30	1,65	4	СИП3 1х50	9,06
ж-0	900	49,49	7	СИП3 1х50	475,60
Итого по Ф1:					814,55
Фидер 2
4-3	140	7,70	4	СИП3 1х50	42,28
3-5	210	11,55	4	СИП3 1х50	63,41
5-8	510	28,04	4	СИП3 1х50	154,00
8-0	790	43,44	5	СИП3 1х50	298,19
Итого по Ф2:					557,88
Фидер 3
10-9	40	2,20	5	СИП3 1х50	15,10
9-ё	130	7,15	3	СИП3 1х50	29,44
11-ё	120	6,60	2	СИП3 1х50	18,12
Продолжение таблицы 11
1	2	3	4	5	6
ё-0	250	13,75	10	СИП3 1х50	188,73
Итого по Ф3:					251,39
Фидер 4
13-е	30	1,65	4	СИП3 1х50	9,06
14-е	190	10,45	4	СИП3 1х50	57,37
е-12	220	12,10	4	СИП3 1х50	66,43
12-и	390	21,44	2	СИП3 1х50	44,90
15-и	290	15,95	4	СИП3 1х50	54,87
и-0	680	37,39	2	СИП3 1х50	102,67
Итого по Ф4:					335,31
Фидер 5
19-в	30	1,65	2	СИП3 1х50	4,53
18-в	300	16,50	3	СИП3 1х50	67,94
в-16	330	18,15	3	СИП3 1х50	74,74
16-д	560	30,79	2	СИП3 1х50	84,55
15-д	290	15,95	4	СИП3 1х50	87,57
д-0	850	46,74	3	СИП3 1х50	192,50
Итого по Ф5:					511,83
Фидер 6
23-г	150	8,25	2	СИП3 1х50	22,65
20-г	110	6,05	3	СИП3 1х50	24,91
г-22	260	14,30	1	СИП3 1х50	19,63
22-к	290	15,95	1	СИП3 1х50	21,89
24-к	280	15,40	4	СИП3 1х50	84,55
к-21	570	31,34	3	СИП3 1х50	129,09
21-0	750	41,24	7	СИП3 1х50	396,33
Итого по Ф6:					699,05
Фидер 7
26-б	130	7,15	3	СИП3 1х50	29,44
25-б	220	12,10	1	СИП3 1х50	16,61
б-24	350	19,25	4	СИП3 1х50	105,69
24-17	630	34,64	7	СИП3 1х50	332,92
17-0	710	39,04	3	СИП3 1х50	160,80
Итого по Ф7:					645,45
Фидер 8
27-28	200	11,00	4	СИП3 1х50	60,39
28-а	250	13,75	2	СИП3 1х50	37,75
30-а	60	3,30	2	СИП3 1х50	9,06
а-29	310	17,05	3	СИП3 1х50	70,21
29-0	630	34,64	5	СИП3 1х50	237,80
Итого по Ф8:					415,20

Потери напряжения в ВЛ-10 кВ не превышают допустимого значения по каждому фидеру.

 

Определим потери напряжения в трансформаторах потребительских комплектных трансформаторных подстанций 10/0,4кВ:

 

,В                                           (34)[9]

 

где S_нагр – нагрузка потребительской подстанции, В·А

U – номинальной напряжение, U=400В

R_т – активное сопротивление трансформатора, Ом

Х_т – реактивное сопротивление трансформатора, Ом

 

Расчеты остальных подстанций сведем в таблицу 12.

 

 

Таблица 12 – Расчет потерь напряжения в трансформаторах

№ подстанции	Sнагр, кВА	Sт, кВА	Rт, Ом	Хт, Ом	Δ Uт, В
1	2	3	4	5	6
1	310	400	0,0055	0,0171	10,96
2	50	63	0,052	0,102	12,54
3	70	100	0,0315	0,0647	10,92
4	140	160	0,0166	0,0417	13,00
5	600	2х630	0,0031	0,0136	15,28
6	210	250	0,0094	0,0272	12,09
7	30	40	0,088	0,157	12,07
8	280	400	0,0055	0,0171	9,90
9	90	100	0,0315	0,0647	14,03
10	40	63	0,052	0,102	10,03
11	120	160	0,0166	0,0417	11,14
12	170	250	0,0094	0,0272	9,79
13	30	40	0,088	0,157	12,07
Продолжение таблицы 12
1	2	3	4	5	6
14	190	250	0,0094	0,0272	10,94
15	580	2х630	0,0031	0,0136	14,77
16	230	250	0,0094	0,0272	13,24
17	80	100	0,0315	0,0647	12,48
18	300	400	0,0055	0,0171	10,61
19	30	40	0,088	0,157	12,07
20	110	160	0,0166	0,0417	10,21
21	180	250	0,0094	0,0272	10,37
22	30	40	0,088	0,157	12,07
23	150	160	0,0166	0,0417	13,92
24	560	2х630	0,0031	0,0136	14,26
25	220	250	0,0094	0,0272	12,67
26	130	160	0,0166	0,0417	12,07
27	200	250	0,0094	0,0272	11,52
28	50	63	0,052	0,102	12,54
29	320	400	0,0055	0,0171	11,31
30	60	63	0,052	0,102	15,04

 

 

Определим напряжение на высокой стороне комплектной трансформаторной подстанции с учетом потерь:

 

U_{ВН i} = U_Ш – ΔU_ВЛ, кВ                                                     (35)[9]

где  U_Ш – действительное напряжение на шинах районной трансформаторной подстанции, U_Ш =10 кВ

ΔU_ВЛ – потери на участках воздушной линий 10кВ от центра нагрузок до подстанции, кВ

 

	Uвн, кВ
ПС 1	9,850
ПС 2	9,760
ПС 3	9,966
ПС 4	9,766
ПС 5	10,024
ПС 6	10,400
ПС 7	10,304
ПС 8	10,283
ПС 9	10,400
ПС 10	10,400
ПС 11	10,311
ПС 12	10,282
ПС 13	10,400
ПС 14	10,293
ПС 15	10,267
ПС 16	10,334
ПС 17	10,343
ПС 18	10,345
ПС 19	10,150
ПС 20	10,334
ПС 21	10,155
ПС 22	10,223
ПС 23	10,400
ПС 24	10,307
ПС 25	10,286
ПС 26	10,148
ПС 27	10,301
ПС 28	10,324
ПС 29	10,329
ПС 30	10,371

 

 

Определим напряжение на низкой стороне комплектной трансформаторной подстанции:

 

                                                                (36)[9]

 

где U_ВН - напряжение на высокой стороне комплектной трансформаторной подстанции, кВ

       ΔU_Тi – потери напряжения в трансформаторе подстанции, кВ

       Кт – коэффициент трансформации

 

Расчет напряжения на низкой стороне комплектных трансформаторных подстанций сведем в таблицу 13.

 

Таблица 13 – Расчет напряжения на низкой стороне подстанций

№ подстанции	Uвн, кВ	Кт	Δ Uт, В	Uнн, кВ
1	2	3	4	5
1	9,850	24,38	10,96	0,39
2	9,760	24,38	12,54	0,39
3	9,966	25	10,92	0,39
4	9,766	24,38	13,00	0,39
5	10,024	25	15,28	0,39
6	10,400	25	12,09	0,40
7	10,304	25	12,07	0,40
8	10,283	25	9,90	0,40
9	10,400	25	14,03	0,40
10	10,400	25	10,03	0,40
11	10,311	25	11,14	0,40
12	10,282	25	9,79	0,40
13	10,400	25	12,07	0,40
14	10,293	25	10,94	0,40
15	10,267	25	14,77	0,40
16	10,334	25	13,24	0,40
17	10,343	25	12,48	0,40
18	10,345	25	10,61	0,40
19	10,150	25	12,07	0,39
20	10,334	25	10,21	0,40
21	10,155	25	10,37	0,40
22	10,223	25	12,07	0,40
23	10,400	25	13,92	0,40
24	10,307	25	14,26	0,40
25	10,286	25	12,67	0,40
26	10,148	24,38	12,07	0,40
27	10,301	25	11,52	0,40
28	10,324	25	12,54	0,40
29	10,329	25	11,31	0,40
30	10,371	25	15,04	0,40

Полученное значение низкого напряжения на всех подстанций соответствует норме: 0,39-0,4кВ.