Расчет параметров электрических сетей

4.3.1. Расчет параметров распределительных сетей
низкого напряжения

Расчет электрических сетей до 1 кВ производится в определенном порядке [10] и по следующим параметрам:

1. По экономической плотности тока

F = ,                              (4.3)

где I_p – значение расчетного тока линии, А; j_э – экономическая плотность тока: j_э = 1,1–1,4 А/мм², зависит от материала проводника и числа часов использования максимальной нагрузки [6].

Необходимо помнить, что в сетях напряжением до 1 кВ сечения проводов и жил кабелей, выбранные по экономической плотности, в 2–3 раза превышают выбранные по нагреву расчетным
током. Поэтому проверке по экономической плотности тока
не подлежат: сети с числом часов ис­пользования максимума нагрузки Т_н = 4000–5000 ч, осветительные сети, ответвления к отдельным приемникам, сборные шины электроустановок, сети временных сооружений, а также устройства с малым сроком службы (3–5 лет).

 2. По нагреву током I_p нормального режима:

K_т K_прI_доп ³ I_p,                          (4.4)

где K_пр – коэффициент прокладки, учитывающий количество кабелей, проложенных в одной траншее (в земле) (табл. 4.5), для проводов K_пр = 1, если же кабель прокладывается в воздухе, то K_пр = 1;
K_т – коэффициент, учитывающий температуру окружающей среды. Номинальная температура земли +15 °С, воздуха – +25 °С. При повышении температуры выше номинальной значение коэффициента K_т уменьшается в процентном отношении к изменению температуры; I_доп – допустимое значение тока, определяемое из неравенства (4.4) с учетом способа прокладки и марки кабеля или провода;
по табл. 4.6 и 4.7, прил. 17 определяют стандартное большее сечение, мм².

Таблица 4.5

Коэффициент прокладки кабельных линий

Расстояние между кабелями, мм	Коэффициент прокладки при количестве кабелей
	1	2	3	4	5	6
100	1,0	0,90	0,85	0,80	0,78	0,75
200	1,0	0,92	0,87	0,84	0,82	0,81
300	1,0	0,93	0,90	0,87	0,86	0,85

 

3. По нагреву током послеаварийного режима I_а с учётом перегрузочной способности КЛ:

K_пр K_пер I_доп ³ I_а,                         (4.5)

где K_пер – коэффициент перегрузки КЛ, на период ликвидации послеаварийного режима для кабелей с бумажной изоляцией допускаются перегрузки в течение 5 суток в пределах таблиц, указанных в ПУЭ. На стадии начального проектирования допускается принимать 30%-ю перегрузку КЛ (K_пер = 1,3); I_ав – максимально возможное значение тока по КЛ и проводам в послеаварийном режиме, величина I_ав в основном определяется конфигурацией электрических сетей, возможной загрузкой силового оборудования, категорией по надёжности потребителей электрической энергии; K_пер для проводов равен единице.

Таблица 4.6

Длительно допустимый ток для проводов и кабелей

Сечение, мм	Проводка с медными/алюминиевыми жилами с резиновой и пластмассовой изоляцией ПР/АПР, ПРТО/АПРТО, ПВ/АПВ и др., выполненная				Кабели с медными/алюминиевыми жилами с бумажной пропитанной изоляцией АГ/ААГ, СГ/АСГ, СБГ/АСБГ, проложенные
	открыто	в трубах			в воздухе при температуре 25 °С
	До 1 кВ				До 1 КВ			До 3 КВ	6 кВ	10 кВ
	Iд, А	Iд, А, при числе проводов в одной трубе, равном			Iд, А, при числе жил, равном
		2	3	4	1	2	4	3	3		3
0,5	11/–	–	–	–	–	–	–	–	–		–
0,75	15/–	–	–	–	–	–	–	–	–		–
1	17/–	16/–	15/–	14/–	–	–	–	–	–		–
1,2	20/–	18/–	16/–	15/–	–	–	–	–	–		–
1,5	23/–	19/–	17/–	16/–	–	–	–	–	–		–
2	26/21	24/19	22/18	20/15	–	–	–	–	–		–
2,5	30/24	27/20	25/19	25/19	–	–	–	–	–		–
3	34/27	32/24	28/22	26/21	–	–	–	–	–		–
4	41/32	38/28	35/28	30/33	–	–	–	–	–		–
5	46/36	42/32	39/30	34/27	–	–	–	–	–		–
6	50/39	46/36	42/32	40/30	–	55/42	–	45/35	–		–
8	62/46	54/43	51/40	46/37	–	–	–	–	–		–
10	80/60	70/50	60/47	50/39	95/75	75/55	60/45	60/46	55/42		–
16	100/75	85/60	80/60	75/55	120/90	95/75	80/60	80/60	65/50		60/46
25	140/105	115/85	100/80	90/70	160/125	130/100	100/75	105/80	90/70		85/65
35	170/130	135/100	125/95	115/85	200/155	150/115	120/95	125/95	110/85		105/80
50	215/165	185/140	170/130	150/120	245/190	185/140	145/110	155/120	145/110		135/105
70	270/210	225/175	210/165	185/140	305/235	225/175	185/140	200/155	175/135		165/130
95	330/255	275/215	255/200	225/175	360/275	275/210	215/165	245/190	215/165		200/155
120	385/295	315/245	290/220	260/200	415/320	320/245	260/200	285/220	250/190		240/185
150	440/340	360/275	330/255	–	470/360	375/290	340/230	330/255	290/225		270/210

Таблица 4.7

Длительно допустимый ток для кабелей

Сечение, мм	Кабели с медными/алюминиевыми жилами с бумажной пропитанной изоляцией АБ/ААБ, СБ/АСБ, проложенные в земле при температуре 15 °С						Активное сопротивление ro, Ом/мм
	До 1 кВ			До 3 кВ	6 кВ	10 кВ
	1	2	4	3	3	3
0,50	–	–	–	–	–	–	–
0,75	–	–	–	–	–	–	–
1,00	–	–	–	–	–	–	18,9/–
1,20	–	–	–	–	–	–	–
1,50	–	–	–	–	–	–	12,6/–
2,00	–	–	–	–	–	–	–
2,50	–	–	–	–	–	–	7,55/12,6
3,00	–	–	–	–	–	–	–
4,00	–	–	–	–	–	–	4,56/7,9
5,00	–	–	–	–	–	–	–
6,00	–	80/60	–	70/55	–	–	3,06/5,26
8,00	–	–	–	–	–	–	–
10,00	140/110	105/80	85/65	95/75	80/60	–	1,84/3,16
16,00	175/135	140/110	115/90	120/90	105/80	95/75	1,2/1,98
25,00	235/180	185/140	150/115	160/125	135/105	120/90	0,74/1,25
35,00	285/220	225/175	175/135	190/145	160/125	150/115	0,54/0,92
50,00	360/275	270/210	215/165	235/180	200/155	180/140	0,39/0,64
70,00	440/340	325/250	265/200	285/220	245/190	215/165	0,28/0,46
95,00	520/400	380/290	310/240	340/260	295/225	265/205	0,20/0,34
120,00	595/460	435/335	350/270	390/300	340/260	310/240	0,16/0,27
150,00	675/520	500/385	395/305	435/335	390/300	355/275	0,123/0,21

 

4. По согласованию с действием защиты:

K_пр I_доп ³ K_з I_з,                               (4.6)

где K_з – коэффициент защиты, представляющий собой отношение длительного тока для провода или жил кабеля к параметру защитного аппарата (табл. 4.8); I_з – ток защитного аппарата, для предохранителей I_з = I_пв (ток плавкой вставки), для автоматических
выключателей I_з = I_т (уставки теплового расцепителя, если осуществляется защита от токов короткого замыкания и перегрузки);
I_з = I_у.эл, если защита от перегрузки не предусмотрена.

5. Проверка выбранного сечения КЛ, проводов, шинопроводов по потере напряжения.

В соответствии с требованиями ГОСТ 13109–97 напряжение
на вводе единичного электроприёмника не должно превышать
± 5% от номинального напряжения U_н для номинального режима
и ± 10% от U_н для послеаварийного режима, а для осветительных установок – 2,5 + 5% от U_н:

,

где U₁ – напряжение на сборных шинах трансформаторной подстанции, регулируется ПБВ; U_н – потери напряжения в элементах электрической сети;

,

где I_p – расчётный ток элемента сети, А; R, x – активное и реактивное сопротивление элементов сети.

 

Таблица 4. 8

Значения коэффициентов защиты

Ток Iз и тип защитного аппарата	Коэффициенты защиты Kзащ , отн. ед.
	для сетей, где предусматривается обязательная защита от перегрузок			для сетей, где защита от перегрузки не требуется
	Проводники с резиновой и аналогичной по тепловым характеристикам изоляцией		Кабели с бумажной изоляцией
	Взрыво- и пожароопасные помещения	Невзрыво- и пожароопасные производственные помещения промпредприятий
Номинальный ток расцепителя автоматического выключателя с нерегулируемой, обратнозависимой от тока характеристикой (независимо от наличия или отсутствия отсечки)	1	1	1	1
Ток срабатывания расцепителя автовыключателя с регулируемой, обратнозависимой от тока характеристикой (при наличии на автоматическом выключателе отсечки, её кратность тока не ограничивается)	1	1	0,8	0,66
Ток срабатывания автовыключателя, имеющего только максимальный мгновенно действующий расцепитель	1,25	1	1	0,22
Номинальный ток плавкой вставки предохранителей	1,25	1	1	0,33

 

В качестве примера рассмотрим расчет сети 0,38 кВ ТП1. Расчетная схема сети приведена на рис. 4.3. Значение токов на участках в нормальном режиме вычисляют по формуле

,

где S_{р.н i} – расчетная нагрузка на участках сети, определяемая в разделе 4.2.1; U_н= 0,38кВ – напряжение сети.

Значение тока на участках в нормальном режиме будет:

I_р.н7 = 50,8 × 1,52 = 77,22 А;   I_р.н9 = 87,4 × 1,52 = 132,85 А;

I_р.н1 = 99,14 × 1,52 = 150,69 А; I_р.н10 = 43,7 × 1,52 = 66,42 А;

I_р.н4 = 43,7 × 1,52 = 66,42 А;   I_р.н4 = 47,86 × 1,52 = 72,75 А;

I_р.н5 = 87,4 × 1,52 = 132,85 А;            I_р.н3 = 81,75 × 1,52 = 124,26 А;

I_р.н2 = 131,1 × 1,52 = 199,27 А; I_р.н2 = 129,19 × 1,52 = 196,37 А.

Значение тока на участках в послеаварийном режиме может быть определено по формуле

,              (4.7)

где S_р.аi – значение расчетной мощности на участках в послеаварийном режиме; U_н= 0,38 кВ – напряжение сети. Для радиальных и магистральных нерезервируемых схем значение S_р.а= 0. Для радиальных резервируемых и двухлучевых схем значение S_{р.а i} равно нагрузке всех потребителей, питающихся по двум взаиморезервируемым линиям, т. е.

S_р.а6= S_{p s} = S_p10= S_p7= S_p9= S_p8= 0

S_р.а1 = 2S_р.н1 = 2 × 99,14 = 198,28 кВА;

S_р.а4 = 2S_р.н4 = 2 × 47,86 = 95,78 кВА;

S_р.а5 = 2(S_р.н4 + S_р.н5) = 2(47,86 + 81,75) = 177,47 кВА;

S_р.а2 = 2(S_р.н4 + S_р.н3 + S_р.н2) = 2(47,86 + 81,75 + 129,19) = 306,66 кВА.

Согласно формуле (4.7) значения соответствующих токов на участках определяются так:

I_р.а6 = I_р.а5 = I_р.а10 = I_р.а7 = I_р.а8= I_р.а9 = 0;

I_р.а1 = 198,28 × 1,37 = 271,64 А;

I_р.а4 = 95,73 × 1,37 = 131,14 А;

I_р.а3 = 177,47 × 1,37 = 243,13 А;

I_р.а2 = 306,66 × 1,37 = 420,12 А.

Значение максимального рабочего тока I_р.м на участках 5, 6, 10, 7, 8, 9 равно значению расчетного тока в нормальном режиме I_р.н,
а тока I_р.м на участках 1, 2, 3, 4 равно значению расчетного тока на участках в послеаварийном режиме I_р.м, т. е.:

I_р.м6 = I_р.н6 = 66,42 А;     I_р.м10 = I_р.н10 = 66,42 А;

I_р.м5 = I_р.н5 = 132,85 А;   I_р.м4 = I_р.а4 = 131,14 А;

I_р.м7 = I_р.н7 = 77,22 А;     I_р.м3 = I_р.а3 = 243,13 А;

I_р.м8 = I_р.н8 = 199,27 А;   I_р.м2 = I_р.а2 = 420,12 А;

I_р.м9 = I_р.н9 = 132,85 А;   I_р.м1 = I_р.а1 = 271,64 А.

В соответствии с формулой (4.3) значения номинальных токов плавких вставок будут:

I_в6 = 80 А;                          I_в10 = 80 А;

I_в5 = 150 А;                        I_в4 = 150 А;

I_в7 = 80 А;                          I_в3 = 250 А;

I_в8 = 200 А;                        I_в8 = 400 А;

I_в9 = 150 А;                        I_в9 = 300 А.

Поскольку коэффициент защиты K для кабелей с бумажной изоляцией равен 1, I¢_{доп i} = I_в, то выбор сечения кабелей производим по значениям I_вi. Согласно [6], значения токов I_вi соответствуют значениям сечений F_i; F₆ = 16 мм²; F₅ = 50 мм²; F₇ = 16 мм²;
F₈ = 70 мм²; F₉ = 50 мм²; F₅ = 16 мм²; F₄ = 50 мм²; F₃ = 120 мм²;
F₂ = 2×70 мм²; F₁ = 2×50 мм².

Проверку выбранных сечений по рабочему току нормального режима осуществляет по формуле (4.5). При этом K_п для линии 5, 6, 10, 7, 8, 9 равен 1. Для линий 4, 3 K_п= 0,9 [6]. Для линий 1, 2
K_п= 0,8. Соответствующие значения K_п, I_доп. на участках равны [6]:

K_п6 I_{доп 6} = 1,90 > 66,42 А;

K_п5 I_{доп 5} = 1,165 > 132,85 А;

K_п7 I_{доп 7} = 1,90 > 77,22 А;

K_п8 I_{доп 8} = 1,200 > 199,27 А;

K_п9 I_{доп 9} = 1,165 > 132,85 А;

K_п10 I_{доп 10} = 1,90 > 66,42 А;

K_п4 I_{доп 4} = 1,9 × 165 > 72,75 А;

K_п3 I_{доп 3} = 1,9 × 270 > 124,26 А ;

K_п2 I_{доп 2} = 0,8 × 400 > 196,37/2 А;

K_п1I_{доп 1} = 0,8 × 330 > 150,69/2 А.

Проверку выбранного сечения по току послеаварийного режима осуществляет по формуле (4.6) на участках 1, 2, 3, 4. Соответственно

1,3K_п4I_{доп 4} = 1,3 × 0,9 × 214 > I_р.а4 = 131,15 А;

1,3K_п3I_{доп 3} = 1,3 × 0,9 × 351 > I_р.а3 = 243,13 А;

1,3K_п2I_{доп 2} = 1,3 × 0,8 × 520 > 1_р.а2 = 420,12 А;

1,3K_п1I_{доп 1} = 1,3 × 0,8 × 429 > 1_р.а1 = 271,642 А.

Таким образом, все выбранные сечения удовлетворяют условиям нагрева в нормальном и послеаварийном режимах.

Проверку сечения кабелей по допустимой потере напряжения осуществляют по формуле для нормального режима:

.

В послеаварийном режиме

.

Для участка 1

Расчет остальных участков выполнен аналогично. Результаты расчетов сводим в табл. 3.3.

Проверку надежности срабатывания предохранителей при однофазных замыканиях проводим для наиболее удаленных участков 1, 4, 6, 7, 10.

Для участка 5, 6 (F₆ = 16 мм²; F₅= 50 мм²) в соответствии
с прил. 15–17 имеем r_ф06 = 1,19 Ом/км, r_ф05 = 0,64 Ом/км;
r_н06 = 1,19 Ом/км; r_ф05 = 0,92 Ом/км; х₀₅ = х₀₆ = 0,15 Ом/км;
Z_т= 0,19 Ом. Тогда в соответствии с формулой (4.2) получим

.

Таким образом, надежное отключение однофазного короткого замыкания обеспечивается, т. к. 3 × 80 < 1095,6 А. Расчет остальных участков выполняется аналогично.

 

4.3.2. Расчет параметров распределительных сетей
среднего напряжения

Расчет распределительных сетей среднего напряжения выполняется в следующем порядке [12, 23]:

1. Определяется расчетное значение токов на участках в нормальном I_{p i н} и послеаварийном I_{p i a} режимах по формуле

,

где Р_{р.л i} – расчетная нагрузка на i-м участке сети в нормальном либо послеаварийном режиме, определенная в разделе 4.2.2; h_т – коэффициент полезного действия трансформатора; cos j_л – коэффициент мощности линий, определяемый по данным прил. 7. Для
U = 10 кВ, h_т= 0,96 и cos j_л= 0,92 формула (2.3) имеет вид

I_pi = 0,065Р_{p.л i}.

2. Выбирается сечение линий по экономической плотности тока для нормального режима по формуле

,

где I_{р.л i н} – значение расчетного тока на i-м участке в нормальном режиме, приведенное в прил. 2; j_э – значение экономической плотности тока, определяемое по данным [6].

3. По данным [6] определяется допустимое значение тока для выбранных сечений по условиям нагрева I_{доп i}.

4. Проверяется выбранное сечение по условиям длительного нагрева в нормальном режиме:

K_пI_{доп i} I_{li н},                          (4.8)

где K_п – коэффициент, учитывающий условия прокладки кабелей, проложенных рядом; I_{доп i} – допустимый по нагреву ток для принятого сечения [6]; I_{li н} – значение тока на участках в нормальном режиме.

5. Проверяется выбранное сечение по условиям длительного нагрева в послеаварийном режиме при питании от источников
А и В:

1,3I_{доп i} 0,9I ^А _{li a};                   1,3I_доп.i 0,9I^B_{li a},  (4.9)

где 0,9 – коэффициент аварийной нагрузки; 1,3 – коэффициент аварийной перегрузки; I_{li a}– значение тока на участках в послеаварийном режиме.

6. Проверяется выбранное сечение по допустимой потере напряжения в нормальном и послеаварийном режимах по формуле

, (4.10)

где r_{o i}, x_{o i} – удельное активное и реактивное сопротивление линии на i-м участке, определяемое по данным прил. 4; cos j_лi – коэффициент мощности линии на i-м участке.

Результаты расчетов внести в табл. 4.9.

7. Проверяется выбранное сечение по термической стойкости к токам короткого замыкания по формуле

,                          (4.11)

где I  – установившееся значение тока трехфазного КЗ в точке, где ток КЗ имеет наибольшее значение; С_т – тепловой импульс: для медных кабелей С_т.м = 165, для алюминиевых С_т.а = 90; t_пр – приведенное время КЗ: t_пр = t_з + t_отк= 0,2 + 0,6С; t_з – время срабатывания защиты; t_откл= 0,1–0,2;С – время срабатывания выключателя.

 Из выбранных сечений принимается большее, по которому и ведутся дальнейшие расчеты.

Для приведенной на рис. 4.4 схемы токи на участках сети
в нормальном режиме имеют следующие значения:

I _l1н = 2977,72 × 0,065 = 193,55 А;     I _l5н = 782,8 × 0,065 = 50,88 А;

I _l2н = 2257,77 × 0,065 = 146,75 А;     I _l7н = 866,40 × 0,065 = 56,31 А;

I _l3н = 1821,55 × 0,065 = 118,40 А;     I _l8н =1484,28 × 0,065 = 96,48 А;

I _l4н = 1166,40 × 0,065 = 75,82 А; I _l9н = 2176,51 × 0,065 = 141,47 А.

 

Форма табл. 4.9

Результаты расчета тока однофазного замыкания

№ п/п	Точка КЗ	Параметры линий
		Номер участка линии Fл	Сечение участка линии lл	Длина участка линии r0ф	Удельное активное сопротивление фазы r0н	Удельное активное сопротивление нулевого провода r0	Удельное индуктивное сопротивление линии х0
1	2	3	4	5	6	7	8

 

Окончание табл. 4.9

Параметры линий				Параметры трансформатора		Значение токаКЗ, IКЗ	Значение расчетного параметра, Fк
Активное сопротивление участка петли Rп	Индуктивное сопротивление участка петли Хп	Полное сопротивление участка петли Zп	Полное сопротивление петли Zпå	Мощность Sтр, кВА	Сопротивление фазы, Zт
9	10	11	12	13	14	15	16

 

В послеаварийном режиме при разрыве цепи на ТП9 значения токов на участках сети будут:

 = 4816,64 × 0,065 = 313,08 А;     = 2805,34 × 0,065 = 182,35 А;

 = 4339,04 × 0,065 = 382,04 А;     = 2139,96 × 0,065 = 139,10 А;

 = 3728,32 × 0,065 = 242,34 А;     = 1486,08 × 0,065 = 96,60 А;

 = 3841,56 × 0,065 = 249,70 А;     = 866,4 × 0,065 = 56,32 А.

Значения токов на участках сети при разрыве цепи на ТП1
определяются аналогично. Результаты всех расчетов сводим
в табл. 4.6.

Выбор сечения кабелей по экономической плотности тока производится с помощью формулы (4.11). Для кабелей с алюминиевыми жилами и бумажной изоляцией при I_л= 4000 ч и j_э= 1,4 расчетные экономические сечения на участках линий l₁, l₂ имеют значения

мм²; мм².

По данным [6] выбраны стандартные сечения:

F_э1 = 150 мм²;        F_э2 = 120 мм².

Сечение линий на остальных участках определяется аналогично. Результаты расчетов сведены в табл. 4.2.

Проверка сечения по условиям нагрева в нормальном режиме выполняется по условию (4.8). Для кабелей на участке l₁
(F₁= 150 мм², I_доп = 275 А [6], I_l1н = 193,55 А) получим

I × 275 А > 193,55 А,

т. е. кабель на участке l₁ проходит по условиям нагрева в нормальном режиме. Аналогично выполняется проверка остальных участков. Результаты расчетов сводим в табл. 4.1.

Проверка сечения по условиям нагрева в послеаварийном режиме при питании от источника А выполняется по формуле (4.9). Для линии l₁ (F₁ = 150 мм², I_доп = 275 А [6], = 313,08 А) получим 1,3 × 275 > 313,08 × 0,9, т. е. кабель на участке l₁ удовлетворяет условиям нагрева в послеаварийном режиме при питании от источника А. Проверку сечения остальных участков по условиям нагрева в послеаварийном режиме осуществляем аналогично.

В случае невыполнения условия (4.9) принимают кабель большего сечения. Результаты всех расчетов сводят в табл. 4.1. Сечение линии на участке l₄ здесь выбрано, исходя из условий нагрева в послеаварийном режиме при питании от источника А. Сечение участков l₇, l₈, l₉ выбрано по условиям нагрева в послеаварийном режиме при питании от источника В. Сечение линии на участке l₅ выбрано, исходя из того, что число ступеней сечения участков линии не превышало трех. Сечение линии на участке l₆ выбрано по условиям нагрева в послеаварийном режиме при питании от источника В.

Проверка сечения линий по допустимой потере напряжения осуществляется с помощью формулы (4.10) для нормального режима (на участках от источника А до ТП5 и от источника В до ТП6) и послеаварийного режима (на участках от источника А до ТП8 и от источника В до ТП1). В частности, падение напряжения в нормальном режиме на участке «Источник А–ТП5» равно

.

Аналогичным образом определяют падения напряжения для других режимов. Результаты расчетов сводят в табл. 4.1.

 

4.3.3. Расчет параметров питающих сетей
среднего напряжения

Расчет питающих сетей среднего напряжения выполняется
с учетом нагрузки в нормальном и послеаварийном режимах, исходя из принятой схемы и сравниваемых вариантов схем. Значение расчетных нагрузок элементов схем определено в разделе 4.2.3. Расчет питающих сетей среднего напряжения ничем не отличается от расчета распределительных сетей среднего напряжения и может быть выполнен по методике, изложенной в разделе 4.3.2.

В проекте необходимо привести расчетную схему сети, описать применяемые формулы и рассчитать значения токов в рабочем и аварийном режимах, выбрать сечения линий по нагреву, проверить выбранные сечения по экономической плотности тока, потере напряжения и стойкости к токам КЗ. Результаты расчетов следует свести в табл. 4.1 [18].

 

4.3.4. Расчет токов короткого замыкания
и проверка кабелей на нагрев токами КЗ

Определение токов КЗ необходимо для выбора кабелей
и электрических аппаратов РУ, расчета релейной защиты и заземляющих устройств. Порядок расчета токов КЗ следующий: составляется расчетная схема сети, намечаются места расположения расчетных точек КЗ, определяются виды и время КЗ, производится расчет токов КЗ.

Расчетную схему составляют с учетом всех источников токов КЗ (ЭДС), всех связей между ними и элементов, для которых необходимо определить токи КЗ. Эти точки указывают на расчетной схеме как точки КЗ [23].

Вид КЗ определяется напряжением сети. В электрических сетях 3–35 кВ вычисляют токи трехфазного КЗ, а в сетях 110 кВ и выше – токи трехфазного и однофазного КЗ. Токи трёхфазного КЗ определяют для проверки гибких токопроводов, а также электрических аппаратов и токопроводов на термическую стойкость.

Расчетное время КЗ зависит от цели расчета. При расчете электродинамической стойкости аппаратов и токопроводов расчетное время принимают равным 0,01 с. При проверке коммутационной способности выключателей расчетное время определяют суммированием времени действия как защиты, так и выключателя. При расчете термической стойкости учитывают дополнительное действие АПВ, время горения дуги и т. д.

Применительно к городским сетям 6–10 кВ наиболее распространенного типа расчет токов КЗ можно производить по упрощенным методам. В соответствии с исходными данными общее
сопротивление питающей сети в месте присоединения рассчитываемой сети определяется или по заданному току КЗ в некоторой точке, или по заданной мощности КЗ:

,

где х_кс, I_б, S_б, S_КЗ, I_КЗ– относительные значения параметров КЗ.

Применительно к сетям 10 кВ принимаем U_б = 10,5 кВ;
S_б= 100 МВА. Тогда получим

,

,

где S_КЗ – заданное значение мощности КЗ.

Относительные значения активного и индуктивного сопротивления

; .

Полное сопротивление

.

Начальное значение тока КЗ

.

Для выбора и проверки электрооборудования определяется наибольшее мгновенное значение тока КЗ, которое называют ударном током.

Ударный ток КЗ

.

где K_уд– ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени Т_а апериодической составляющей тока КЗ; Т_а = х_к/(314r_к); х_к и r_к – соответственно индуктивное и активное сопротивления цепи КЗ При вычислении токов КЗ в удалённых от генератора точках ударный коэффициент определяют по кривой зависимости K_уд = f(Т_а) (рис. 4.6) [23].

 

 

Рис. 4.6. Зависимость ударного коэффициента K_уд от постоянной времени

 

Эффективное значение тока КЗ

I_эфi = 1,52 .

Мощность КЗ

.

Выбирая расчетную схему при определении токов КЗ, следует исходить из предусматриваемых для данной электроустановки условий работы с учетом связей по стороне 6–10 кВ.

Допустимо вести расчет приближенно для начального момента короткого замыкания, принимая, что I = I².

Проверку элементов сети 6–10 кВ производят по трехфазному току короткого замыкания.

Расчетную точку короткого замыкания берут такую, при которой ток КЗ проверяемого элемента наибольший. В большинстве случаев это точка, близлежащая к проверяемому оборудованию. Например, для оборудования отходящей линии эта точка находится в начале линий. Для оборудования вводной ячейки ТП точка КЗ находится на шинах ВН ТП и т. д.

При расчете термической стойкости в качестве расчетного времени нужно принимать сумму времен – времени действия основной защиты (для линии 6–10 кВ, оборудованной отсечкой, это отсечка), установленной у ближайшего к месту КЗ выключателя,
и полного времени отключения выключателя (сюда входит время горения дуги).

В соответствии с [6] в электроустановках до 1 кВ и выше при расчете токов КЗ для выбора аппаратуры нужно исходить из следующего:

· все источники, питающие данную точку КЗ, работают с номинальной нагрузкой;

· КЗ наступает в момент времени, при котором ток КЗ имеет наибольшее значение;

· ЭДС всех источников совпадают по фазе;

· расчетное напряжение каждой ступени принимают
на 5% выше номинального;

· учитывают влияние присоединенных к сети синхронных компенсаторов, синхронных и асинхронных электродвигателей, за исключением времен более 3 периодов и времен от 0 до 3 периодов для электродвигателей до 100кВт в единице, если они отделены от места КЗ не менее чем одной трансформацией или если ток от них поступает только через линии и трансформаторы, по которым течет основной ток КЗ.

Активное сопротивление надо учитывать только для ВЛ
с проводами сечением менее 150мм² и стальными проводами,
а также для протяженных кабельных сетей. В электроустановках до 1 кВ следует учитывать индивидуальные сопротивления всех элементов цепи. Допустимо при этом пренебречь одними из них (активными или индуктивными), если суммарное их влияние на величину приведенного полного сопротивления не превысит 10%.

При расчете тока КЗ на напряжении до 1 кВ можно исходить из того, что подведенное к трансформатору ТП напряжение не изменяется при КЗ и равно его номинальному напряжению. Величину тока КЗ определяют в этом случае путем деления фазного напряжения на сопротивление короткозамкнутой цепи, включая сопротивление трансформатора.

Элементы, защищенные плавкими предохранителями, нужно проверять на динамическую стойкость по наибольшему мгновенному значению тока КЗ, пропускаемому предохранителем.

Проверке на устойчивость к токам КЗ подлежат:

· в РП: выключатели, разъединители, трансформаторы тока, шины и изоляторы (по динамической стойкости), ответвления от шин, не защищенные предохранителями или не идущие к трансформаторам напряжения и трансформаторам собственных нужд;

· в ТП: шины ВН, ответвления от них (за исключением случаев, указанных выше для РП), выключатели нагрузки, разъединители, трансформаторы тока; шины и аппаратура низшего напряжения.

Указанный объем проверок обязателен при конструировании ячеек ВН и НН.

При использовании комплектных ячеек типа КСО, КРУ, КРУН и щитов заводского изготовления проверка по токам КЗ заключается в первую очередь в том, чтобы указанные в каталоге или заводской информации параметры по стойкости к токам КЗ для сборных шин и ответвлений не были меньше соответствующих, полученных расчетом данных. Далее проверяют на устойчивость
к токам КЗ установленное в шкафах электрооборудование.

Проверке на термическую стойкость к действию токов КЗ подлежат кабели 6–10 кВ и сети низкого напряжения. При этом для одиночных кабелей одной строительной длины КЗ принимается
в начале кабеля; для одиночных кабелей со ступенчатыми сечениями по длине исходят из КЗ в начале каждого участка нового сечения; для пучка из двух и более параллельно включенных кабелей – по току КЗ за пучком (сквозному току КЗ). При оборудовании линий быстродействующим АПВ должно учитываться повышение нагрева из-за увеличения продолжительности обтекания их током КЗ [12, 18, 23].

Для приведенной на рис. 4.7 схемы получим

;

;

 

Рис. 4.7. Расчетная схема сети для расчета токов КЗ в сетях 10 кВ

 

;

;

;

,

где Z = Z_c = S_б/S_* – относительное сопротивление системы;
Z_*2 = Z_*3 – относительное сопротивление питающих линий, выполненных кабелем сечением 2 240 мм² каждая; Z_*4 – относительное сопротивление перемычки между РП, выполненной кабелем сечением 2 150 мм²; Z_*л5, Z_*л6, Z_*л7, Z_*л8, Z_*л9 – относительные сопротивления участков петлевой распределительной сети среднего напряжения, выполненных кабелем сечением 185, 150, 120, 95 мм² соответственно.Расчет сопротивления остальных участков выполняется аналогично. В результате расчетов получим

Z_*л5= 0,16; Z_*л6= 0,04; Z_*л7= 0,14; Z_*л8= 0,05; Z_*л9= 0,119.

Эквивалентные сопротивления до точек КЗ:

Z_*э1 = r_*c= 0,45;

;

Z_*э3 = Z_*э2 + Z_*э5= 0,51 + 0,16 = 0,67;

Z_*л4= 0,71;  Z_*л5= 0,85;  Z_*л6= 0,9;  Z_*л7= 1,019.

Значения токов КЗ:

= 10,8 кА; = 8,2 кА;       = 7,7 кА;      = 6,5 кА;

= 6,1 кА; = 5,4 кА;      I_уд.1 = 2,35 кА;   = 2,35×12,2 = 28,7 кА;

I_уд.2 = 25,4 кА; I_уд3 = 19,3 кА;    I_уд.* = 18,1 кА;  I_уд.5 = 15,3 кА;

I_уд.6 = 14,3 кА; I_уд.7 = 12,69 кА; I_эф1 = 1,52 кА;   = 1,52×12,2 = 18,5 кА;

I_эф2 = 16,4 кА;  I_эф3 = 12,5 кА;    I_эф4 = 11,7 кА;   I_эф5 = 9,9 кА;

I_эф6 = 9,3 кА;    I_эф7 = 8,2 кА;      S_к = U_б;    = 221,9 МВА.

Проверку сечения выбранных кабелей по термической стойкости токам КЗ выполняем по формуле

,

где G_i = 90; t_пр= t₃ + t_откл = 0,5.

Для участка l₁ получим

 мм².

Выбираем ближайшее меньшее сечение F_к1= 95 мм². Расчет остальных участков выполняется аналогично. Результаты расчетов сводим в табл. 4.10.

Если сечение, принятое по условиям нормального режима, окажется меньшим, то окончательно принимают сечение, выбранное по условиям КЗ.

Таблица 4.10

Выбор сечения кабелей по действию токов КЗ

Расчетный параметр	Точка КЗ
	K1	K2	K3	K4	K5	K6	K7
Суммарное сопротивление до точки КЗ, Zэ i к, Ом	0,45	0,51	0,67	0,71	0,85	0,9	1,019
Установившееся значение тока КЗ, I¥i = , кА	12,2	10,8	8,2	7,7	6,5	6,1	5,4
Ударный ток КЗ, Iуд i , кА	28,7	25,4	19,34	18,1	15,3	14,3	12,69
Эффективное значение тока КЗ, Iэф.ср, кА	18,5	16,4	12,5	11,7	9,9	9,3	8,2
Мощность КЗ, Ski, МВА	221,9	196,4	149,1	140,0	118,2	110,9	98,2
Допустимое сечение, Рк i, мм2	95,8	84,8	64,4	60,5	51,1	47,9	42,4
Принятое сечение, Fi, м2	95	70	50	50	50	35	35

 

В связи с развитием и укрупнением систем электроснабжения в последнее время существенно выросли уровни токов КЗ в сетях. Поэтому в ряде случаев, вызванных техническими условиями (превышение токов КЗ максимально допустимого значения для оборудования и кабелей) либо экономической целесообразностью (снижение приведенных затрат), возникает необходимость ограничения токов КЗ. Для этой цели в отечественной практике применяются преимущественно одинарные либо сдвоенные бетонные реакторы.

Необходимость их использования возникает в первую очередь в питающих сетях среднего напряжения. При этом индуктивное сопротивление реактора может быть определено как

,

где I_к– значение тока КЗ в месте установки реактора; I_терм – ток термической стойкости; U_с – напряжение сети; r_к, х_к – активное и индуктивное сопротивление кабеля.

 

 

4.4. Сравнительная эффективность вариантов развития
электрической сети

 

Обоснование решений (рекомендаций) при проектировании элек­трических сетей осуществляется на основе технико-экономи-ческого сопоставления вариантов схем и параметров сети путем оценки их срав­нительной эффективности. Обоснование решений производится по минимуму затрат, если сравниваемые варианты обеспечи­вают одинаковый (или требуемый) энергетический эффект [18].

В условиях плановой экономики технико-экономические показа­тели объектов электроэнергетики оцениваются по изве­стной формуле приведенных дисконтированных затрат:

З_t = ∑(Е_нК_t + ∆И_t) (1 + Е_н.п)^{i– t},

^{t = 1}

где З_t - приведенные затраты; К_t - капитальные затраты в год t;
Е_н - нормативный коэффициент эффективности капитальных вло­жений, назначение которого - приведение капитальных затрат
к уровню ежегодных издержек; ∆И_t - ежегодное приращение издержек И в год t, ∆И_t = И_t – И_t–1; t = 1, …, T_и; Т_и - период времени строительства и эксплуатации объекта с изме­няющимися издержками; Е_н.п - норматив приведения (дисконтирования) разновременных затрат; i - год приведения.

Метод приведенных затрат предполагал, что после окончания сро­ка службы объект должен быть возобновлен, для чего в составе ежегод­ных издержек учитывалась накапливаемая амортизация (реновация).

Нормативный коэффициент эффективности капитальных вложении Е_н и норматив дисконтирования Е_н.п по существу должны быть одинако­выми. В условиях плановой экономики государственные органы с помо­щью дифференцирования коэффициента Е_н
по отраслям народного хо­зяйства искусственно завышали эффективность отдельных отраслей. Для электроэнергетики в 60–80-е
годы нормировались Е_н = 0,12 и Е_н.п = 0,08. При рыночных отношениях эти коэффициенты должны быть оди­наковыми. Для сравнительной экономической оценки вариантов техни­ческих решений в качестве одного из показателей используются суммар­ные дисконтированные затраты, представляющие собой сумму капита­ловложений и издержек за срок службы объекта:

Т_расч                     Т_расч

З = ∑З_t(1 + Е_н.п)^1–t = ∑(К_t + И_t)(1 + Е_н.п)^1–t

t=1

    ,      (4.12)

где З - сумма дисконтированных затрат; K_t - капитальные затраты в год t; И_t – эксплуатационные издержки в год t; Е_н.п - норма дисконта; t – текущие годы строительства и эксплуатации объекта; T_расч – срок службы объекта; дисконтированные затраты приводятся к началу расчетного периода (t = 1).

В формуле (4.12) амортизационные отчисления на реновацию а_р в составе И_t не учитываются, поскольку в условиях рыночных отноше­ний в экономике источником финансирования капитальных вложений (на новое строительство или на замену выбывающих объектов) могут быть любые поступления: кредиты банков, накопленная прибыль и др. При этом амортизационные отчисления могут расходоваться не только на финансирование К _t, но и на другие цели.

Критерием для выбора варианта развития сети, ее части или отдель­ного объекта является минимум суммарных дисконтированных приве­денных затрат.

Капитальные вложения (К), как и все экономические показатели сравниваемых вариантов, должны определяться в прогнозных ценах од­ного уровня и по источникам равной достоверности.

Расчеты капитальных вложений при отсутствии сметных данных могут приниматься по аналогам или укрупненным показателям стоимо­сти линий и ПС с применением индексов пересчета на дату разработки проектных материалов. Одни и те же элементы, повторяю­щиеся во всех вариантах, не учитываются.

Стоимость реконструкции, техперевооружения и расширения дей­ствующих объектов определяется с учетом затрат, связанных
с их реа­лизацией, по формуле

К_рек = К_нов + К_дем – К_ост,

где К_нов – стоимость вновь устанавливаемого оборудования; К_дем - стоимость демонтажа существующего (старого) оборудования; К_ост – остаточная стоимость демонтируемого оборудования, кото­рое не отработало нормативный срок службы и пригодно для использования на других объектах. Определяется К_осг по формуле

К_ост = К₀(1 – а_р×t/100),

где К_о - балансовая стоимость демонтируемого оборудования; а_р - норма амортизационных отчислений на реновацию; t -продолжительность эксплуатации оборудования до его демонтажа, лет.

Амортизационные отчисления приведены в табл. 4.11.

 

Таблица 4.11

Амортизационные отчисления
(утверждены постановлением Правительства РФ
от 1 января 2002 г. № 1)

Наименование элементов электрических систем	Срок полезного использования, лет	Коэффициент амортизации aр
Трансформаторы, выключатели, разъединители, отделители, преоб­разователи статические	От 15 до 20 включит.	6,7–5%
Генераторы к паровым, газовым и гидравлическим турбинам. Синхронные компенсаторы	От 25 до 30 включит.	4–3,3 %
ВЛ на металлических опорах	От 10 до 15 включит.	10–6,7 %
ВЛ на ж/б опорах	От 15 до 20 включит.	6,7–5 %
Кабели с медной жилой	Свыше 30 лет	Свыше 3,3 %
Провода и другие кабели	От 20 до 25	5–4%

Примечание. Приведенные данные основаны на зарубежном опыте; в отечественной проек­тной практике они пока не нашли широкого применения.

Эксплуатационные издержки (И_t) определяются по выражению

И_t = И¢_t + И_ф + ∆И_t,

где И¢_t - общие годовые эксплуатационные расходы по электросетево­му объекту без учета затрат на амортизацию (табл. 4.12); И_ф - финансовые издержки, равные выплатам процентов по кре­дитам, облигациям и др. по годам расчетного периода; ∆И_t - затраты
на возмещение потерь электроэнергии.

Таблица 4.12

Ежегодные издержки на ремонты и обслуживание элементов
электрической сети, % капитальных затрат

Наименование элементов энергетических систем	Затраты на обслуживание	Ремонты	Общие  отчисления
Электрооборудование и распределительные устройства (кроме ГЭС):                           до 150 кВ	3,0	2,9	5,9
220 кВ и выше	2,0	2,9	4,9
Электрооборудование и распреде­лительные устройства ГЭС:                           до 150 кВ	3,0	2,5	5,5
220 кВ и выше	2,0	2,5	4,5
ВЛ 35 кВ и выше на стальных и железобетонных опорах	0,4	0,4	0,8
ВЛ 35-220 кВ на деревянных опорах	0,5	1,6	2,1
КЛ до 10 кВ со свинцовой оболочкой, проложенные: в земле и помещениях	2,0	0,3	2,3
под водой	2,0	0,6	2,6
КЛ до 10 кВ с алюминиевой оболочкой, проложенные: в земле и в помещениях с пластмассовой изоляцией	2,0	0,3	2,3
в земле и помещениях	2,0	0,3	2,3
КЛ 20-35 кВ со свинцовой оболочкой, проложенные: в земле и помещениях   под водой	2,0 2,0	0,4 0,8	2,4 2,8

 

Затраты на возмещение потерь электроэнергии ∆И_t рассчитывают по формуле

∆И_t = ∆Э_t Ц,

где ∆Э_t - расчетные потери электроэнергии в сети, вызванные вводом объекта; Ц - тариф на электроэнергию.

При оценке затрат на возмещение потерь величина тарифа на элек­троэнергию принимается с учетом:

· рынка электроэнергии - оптового или регионального;

· напряжения сети;

· района размещения потребителя.

Тариф на электроэнергию. Строгая идеология ценообразования на рынке электроэнергии (структура тарифного меню) для разных потре­бителей в настоящее время отсутствует.

В структуре тарифного меню должны быть в обязательном порядке представлены двухставочные, одноставочные, зонные тарифы как по часам суток и времени года, так и интегральные,
в разрезе объемов по­требления и уровней напряжения.

Структура тарифа потребителей розничного рынка электроэнергии (РРЭ) следующая:

T_PPЭ = Т_о + ∆Т_п.с,

где Т_РРЭ – тариф потребителя РРЭ; Т_о – тариф потребителя,
отражающий затраты и прибыль энергоснабжающих организаций (экономически обоснованный тариф); ∆T_п.с – надбавка к тарифу, складывающаяся в результате перекрест­ного субсидирования. Структура расчетного суммарного тарифа на электроэнергию (Т_расч) при выходе на оптовый рынок электроэнергии следующая:

Т_расч = Т_о.р.э + Т_у + Т_АО-эн + Т_эс,             (4.48)

где Т_о.р.э – тариф на электроэнергию в регулируемом и конкурентном секторах ФОРЭМ; Т_у – суммарный тариф услуг ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС», НП «АТС», ЗАО «НДР ФОРЭМ»
и других организаций; Т_АО-эн – тариф на услуги по передаче электроэнергии по сетям АО-энерго; Т_эс – тариф на услуги по передаче по сетям других электросетевых организаций (коммунальная энергетика и пр.).

Тарифы на электроэнергию для потребителей мощностью
более 750 кВА на розничном и оптовом рынках, сложившиеся
по состоянию на начало 2004 г. в зоне энергосистем Европейской части страны, пред­ставлены в табл. 4.14. На РРЭ средний тариф для потребителя Европей­ской зоны России варьируется от 80
до 160 коп./кВт×ч (за исключением регионов, обслуживаемых
ОАО «Дагэнерго», «Колэнерго», «Ленэнерго» и «Мосэнерго»).

Среднеотпускной фактический тариф регулируемого рынка элект­роэнергии по состоянию на апрель 2004 г. в Европейской зоне России составил 51 коп./кВт×ч, а в конкурентном секторе по результатам тор­гов находился на уровне 47 коп./кВт×ч. Суммарный тариф услуг ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «СО-ОДУ ЕЭС», НП «АТС», ЗАО «ОДР ФОРЭМ» и других организаций составляет примерно 10 коп./кВт×ч.

Таблица 4.13

Тариф на электроэнергию для потребителей мощностью
более 750 кВ×А на розничном и оптовых рынках, коп./кВт×ч

Уровни напряжения		Розничный рынок		Регулируе­мый сектор		Конку­рентный сектор		Предельные уровни сред­них тарифов на услуги по передаче элек­троэнергии через сети АО-энерго
		Средний та­риф потреби­телей в пересчете на одну ставку		Суммарное среднее значение тарифа Трасч		Суммар­ное сред­нее значе­ние тарифа Трасч
Центральный округ
ВН		109,5		85,5		80,5		23
СН		134		114		109		51,5
НН		143,5		172,5		167,5		110
Северо-Западный округ
ВН		127		94,5		91		33,5
СН		135,5		124,5		121		63,5
НН		162		156		152,5		95
Южный округ
ВН		102		90		85,5		28
СН		116,5		134,5		130		72,5
НН		153		151		146,5		89
Приволжский округ
ВН		92		87,5		81		23,5
СН		109,5		124,5		118		60,5
НН		138		151		144,5		187
Уральский округ
ВН		86		85,5		78		20,5
СН		122		106		98,5		41
НН		137		146		138,5		81
В среднем по Европейской зоне
ВН	103,3		88,6		83,2		25,7
СН	123,5		120,7		115,3		57,8
НН	146,7		155,3		149,9		92,4

Норма дисконта. Дисконтированием затрат называется приведение их разновременных (относящихся к разным шагам расчета) значений к ценности на начало расчетного периода (момент приведения).

Норма дисконта (Е_н.п), выраженная в долях единицы или
в процен­тах в год, является основным экономическим нормативом, используе­мым при оценке эффективности инвестиционных про-ектов.

Различаются следующие нормы дисконта: коммерческая, участни­ка проекта, социальная (или общественная) и бюджетная.

Поскольку обоснование инвестиций в развитие электрических сетей рекомендуется выполнять по критерию общественной эффективности, в качестве нормы дисконта можно использовать социальную норму.

Социальная (общественная) норма дисконта характеризует минималь­ные требования общества к эффективности проектов. Такая нор­ма дисконта считается централизованным параметром и должна уста­навливаться органами управления народным хозяйством России в увяз­ке с прогнозами экономического и социального развития страны.

До централизованного установления социальной нормы дисконта вместо нее для оценки эффективности проекта в целом можно приме­нять коммерческую норму дисконта.

Коммерческая норма дисконта может устанавливаться в соответ­ствии с требованиями минимально допустимой доходности вкладыва­емых средств, определяемой в зависимости от депозитных ставок бан­ков. Указанное может соответствовать процентной ставке по годовым еврокредитам на Лондонском рынке (LIBOR), составляющей 4-6%.

На уровне 2004 г. годовые процентные ставки Сберегательного банка России превышают аналогичные ставки европейских
банков и, в част­ности, ставки LIBOR по годовым еврокредитам. Нормы дисконта со­ставляют в США 8,3%, во Франции - 7%.
В отечественной практике норму дисконта рекомендуется оценивать исходя из средней европейс­кой депозитной ставки банков на уровне 8-12%.

Значение Е_н.п существенно влияет на результаты расчета: так, с ее повышением возрастает влияние затрат первых лет расчетного перио­да. Поэтому для крупных капиталоемких объектов может потребовать­ся учет фактора неопределенности и риска с варьированием исходной информации, в том числе Е_н.п, и проверкой результатов расчета на ус­тойчивость.

Расчетный период. Развитие электрической сети во всех сравнивае­мых вариантах должно рассматриваться за один и тот же период време­ни. Учитывая, что условия работы и режимы электрической сети под­вержены существенным изменениям во времени, целесообразно рас­сматривать в качестве расчетного периода не срок службы объектов, а временной уровень, на который разрабатывается проект.

Выбор схем развития электрических сетей выполняется, как пра­вило, на следующие перспективные уровни (расчетные сроки): Единая национальная электрическая сеть - 10 лет; основная сеть ОЭС -10 лет; распределительная сеть - 5-8 лет; сеть внешнего электроснабжения промышленных предприятий, электрифицируемых участков железных дорог, перекачивающих стан­ций магистральных нефтепроводов, газопроводов и продуктопроводов,
выдачи мощности электростанций и т. п. - сроки ввода в работу (осво­ения мощности) объекта, с которым связано сооружение проектируе­мой сети.

 

 

5. ВЫБОР СХЕМ, КОНСТРУКЦИЙ
И ОБОРУДОВАНИЯ ПОДСТАНЦИЙ

 

Выбор схемы и конструкции ТП

 

Схемы первичных соединений трансформаторных подстанций определяются их назначением и характером присоединенных потребителей.

В городских электрических сетях используют:

· отдельно стоящие подстанции;

· подстанции, совмещенные с РП10(6) кВ;

· встроенные и пристроенные подстанции, которые могут быть установлены в общественных зданиях при условии соблюдения требований ПУЭ санитарных норм [22].

Не допускается применение встроенных и пристроенных подстанций в спальных корпусах общественно-образовательных школ, школах-ин­тернатах, учреждениях по подготовке кадров, дошкольных детских учре­ждениях и др., где уровень звука ограничен санитарными нормами.

Обычно применяются одно- и двухтрансформаторные подстанции с мощно­стью трансформатора не более 1000 кВ×А. На встроенных и пристроен­ных подстанциях при применении сухих трансформаторов число последних не ограничивается. Выбор мощности силовых трансформа­торов должен производиться с учетом их нагрузочной и перегрузочной способности. Для двухтрансформаторных подстанций с масляными трансформаторами допустимая аварийная перегрузка трансформатора должна приниматься в соответствии с требованиями ГОСТ 14209–97.

Рекомендуемые схемы соединения обмоток трансформаторов:

· «звезда-зигзаг» при мощности трансформаторов до 250 кВ×А;

· «треугольник-звезда» при мощности 400 кВ×А и более.

В настоящее время чаще всего применяются подстанции закрытого типа в кирпичных или бетонных зданиях, с силовыми трансформатора­ми марки ТМГ, ТМГА, ТМГМШ, ТМГСУ [23]; РУВН выполняется со сборными шинами с камерами КСО-366М, РУНН – с панелями Щ0-70 (рис. 5.1). План подстанции типа К-42 показан на рис. 5.2. При радиальной схеме питания подстанций применяются более простые схемы на стороне ВН подстанции.

 

Рис. 5.1. Принципиальная схема подстанции РУ10 кВ
с камерами КСО-366М (РУ 0,4 кВ с панелями ЩО 70-1,
тонкими линиями выделены панели 0,4 кВ):
1, 9 – вводные панели; 2–4, 6–8 – линейные панели; 5 – секционная панель

 

Секционные разъединители и заземляющие ножи сборных шин установлены на шинном мосту. Российские предприятия освоили выпуск комплектных трансформаторных подстанций разных типов, которые могут быть установлены в городских электрических сетях:

· КТП городского типа;

· КТП модульного типа;

· КТП в бетонной оболочке;

· КТП наружного типа и др.

 

Рис. 5.2.План подстанции 10(6)/0,4 кВ типа К-42-630 М5 для схемы,
приведенной на рис. 5.1

 

В проекте необходимо произвести выбор схемы и конструкции ТП, дать привязку и описание ТП. На листе 2 графической части следует привести схему выбранных ТП с указанием параметров оборудования и направления линий.

 

---

Дата добавления: 2019-01-14; просмотров: 518; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

---

---

Мы поможем в написании ваших работ!