Электроснабжение населенного пункта

2.9 Проектирование системы электроснабжения 0,4 кв посёлка

 

Сети 0,4 кВ , как  было сказано ранее выполняем  самонесущими изолированными проводами (СИП) с изолированной несущей  жилой.

Согласно  п. 2.4.16. [5], магистраль ВЛИ, как правило, следует выполнять проводами неизменного сечения. Сечения фазных проводов магистрали ВЛ рекомендуется принимать не менее 50 мм².

По условиям механической прочности для II района по гололёду на магистралях ВЛИ, на линейном ответвлении от ВЛИ и на ответвлениях к вводам следует применять провода с минимальными сечениями, указанными в таблице 2.4.1 [5]:

─ магистраль выполняется проводом сечением 50 мм²;

─ линейное ответвление  выполняется проводом сечением 50 мм²;

─ ответвление  к вводам выполняется сечением 16 мм².

Согласно  этим требованиям, а также требованиям  относительно потерь напряжения выбираем сечения проводов сети 0,4 кВ.

2.9.1. Определение электрических нагрузок магистралей 0,4 кВ

 

Трассы ВЛИ 0,4 кВ были определены в разделе 2 и  приведены на генплане посёлка.

За расчётную  нагрузку магистрали 0,4 кВ принимаем  расчётную нагрузку в дневном  или вечернем максимуме в зависимости  от вида преобладающих потребителей, питающихся по этой магистрали, и от характера их нагрузок. Определение  расчётных нагрузок магистралей 0,4 кВ проводим в соответствии с методикой, представленной в п. 2.2. Расчётный  ток магистралей находим по выражению (2.17). Расчётные нагрузки и токи магистралей 0,4 кВ сводим в таблицу 2.11.

Таблица 2.11 – Расчётные параметры магистралей ВЛИ 0,4 кВ

Номер КТП	Номер магистрали	Расчётная нагрузка магистрали, Sр, кВА	Расчётный ток магистрали, Iр, А
КТП № 1	1 магистраль	21,17	32,16
	2 магистраль	15,2	23,1
	3 магистраль	19,28	29,3
КТП № 2	1 магистраль	23,17	35,2
	2 магистраль	23,61	35,9
КТП № 3	1 магистраль	19,3	29,3
	2 магистраль	21,92	33,3

 

КТП № 4	1 магистраль	16,52	25,1
	2 магистраль	83,72	127,2
	3 магистраль	32,45	49,3
	4 магистраль	118,54	180,1
КТП № 5	1 магистраль	19,3	29,3
	2 магистраль	19,75	30
КТП № 6	1 магистраль	15	22,8
	2 магистраль	54,15	82,3
	3 магистраль	80,7	122,6
	4 магистраль	31,2	47,4

2.9.2 Выбор сечений проводов ВЛИ 0,4 кВ

Согласно  п. 1.3.2 [5] провода ВЛИ 0,4 кВ должны выбираться по длительно допустимому току, проходящему  по ним. Определение сечения проводника по длительно допустимому току осуществляется по формуле

,                                                        (2.51)

где I_доп ─ длительно допустимый ток провода, А;

I_Р ─ расчётный ток линии, находим по таблице 2.17;

К_ср ─ коэффициент среды, учитывающий отличие температуры среды от той, при которой составляются таблицы допустимых значений, находим по таблице 1.3.3 [5] К_ср = 1,24;

К_пр ─ коэффициент прокладки, зависит от количества проводов и кабелей прокладываемых параллельно, принимаем К_пр = 1.

По найденному длительно допустимому току выбираем сечение провода по таблице 1.3.5 [5] ─ ближайшее большее сечение по стандартному ряду. Выбранные сечения проводов магистралей сводим в таблице 2.12.

Таблица 2.12 – Выбор сечений проводов ВЛИ 0,4 кВ по длительно допустимому току

Номер КТП	Номер магистрали	Допустимый ток провода, Iдоп, А	Расчётное сечение провода, sр, мм²	Принимаемое сечение провода, sу, мм²
1	2	3	4	5
КТП № 1	1 магистраль	25,94	3	50
	2 магистраль	18,63	2	50
	3 магистраль	23,63	2,5	50
КТП № 2	1 магистраль	28,39	4	50
	2 магистраль	28,95	4	50
КТП № 3	1 магистраль	23,63	2,5	50
	2 магистраль	26,85	3	50
КТП № 4	1 магистраль	20,24	2	50
	2 магистраль	102,58	25	50
	3 магистраль	39,76	8	50
	4 магистраль	145,24	50	50
КТП № 5	1 магистраль	23,63	2,5	50
	2 магистраль	24,19	3	50
КТП № 6	1 магистраль	18,39	2	50
	2 магистраль	66,37	16	50
	3 магистраль	98,87	25	50
	4 магистраль	38,23	6	50

Так как расчётные токи линейных ответвлений меньше расчётных токов магистралей, то следовательно и их расчётные по длительно допустимому току сечения будут меньше, поэтому сечения проводов линейных ответвлений выбираем по минимально допустимому по механической прочности сечению проводов, т. е. 50 мм².

Выбранные сечения  проводов необходимо проверить по потерям  напряжения в них. Наибольшая потеря напряжения в линии включая ответвления  от неё согласно ГОСТ 13109 не должна превышать 5 %. Потеря напряжения в линии при  передаче мощности без существенного  разбора энергии находим по формуле (2.33), при промежуточных разборах мощности, при этом считаем, что нагрузка по линии распределена равномерно, находим по формуле (2.15).

Для примера  определим сечение провода 2 магистрали КТП № 2 и проверим её по потерям  напряжения.

Расчётная мощность магистрали равна S_р = 23,61кВт;

расчётный ток магистрали

 А;

длительно допустимый ток  провода составит

 А;

по этому току по таблице 1.3.5 [5] выбираем сечение sр = 4 мм², но по механической прочности выбираем провод сечением 50 мм²;

длина магистрали l = 0,47 м, по [2] r₀ = 0,576 Ом/км, х₀=0,1 Ом/км, тогда

.

Выбранный провод проходит по потере напряжения, значит его и принимаем к установке. Расчёты по потерям напряжения сводим в таблице 2.12.

Марки проводов:

─ СИП-2А 3х50+54,6+25;

─ СИП-2А 3х70+70+25;

─ СИП-2А 3х95+70+25.

Таблица 2.12 – Проверка проводов по потерям напряжения

Номер КТП	Номер магистрали	Наибольшая потеря напряжения, %	Пересчёт потерь напряжения
			Сечение провода, мм²	Параметры провода		потеря напряжения, %
				ro, Ом/км	xo, Ом/км
1	2	3	4	5	6	7
КТП № 1	1 магистраль	1,64	─	─	─	─
	2 магистраль	1,26	─	─	─	─
	3 магистраль	2,84	─	─	─	─
КТП № 2	1 магистраль	1,66	─	─	─	─
	2 магистраль	2,1	─	─	─	─
КТП № 3	1 магистраль	1,16	─	─	─	─
	2 магистраль	1,78	─	─	─	─
КТП № 4	1 магистраль	0,94	─	─	─	─
	2 магистраль	5,51	70	0,443	0,1	4,11
	3 магистраль	3,43	─	─	─	─
	4 магистраль	8,9	95	0,32	0,1	4,6
КТП № 5	1 магистраль	1,45	─	─	─	─
	2 магистраль	1,25	─	─	─	─
КТП № 6	1 магистраль	2,1	─	─	─	─
	2 магистраль	2,66	─	─	─	─
	3 магистраль	9,42	95	0,32	0,1	4,9
	4 магистраль	3,59	─	─	─	─

2.9.3 Расчёт токов коротких замыканий

 

Расчёт  ТКЗ выполняется с целью проверки коммутационной аппаратуры на динамическую стойкость, проверки чувствительности и селективности действия защит.

Параметры схемы замещения приводим к ступени  напряжения сети, на которой рассматривается  точка КЗ. Сопротивления элементов  системы электроснабжения токам  трёхфазных и однофазных замыканий, а также сопротивления различных  контактов и контактных соединений находим по таблице 6.3 ÷ 6.5, 6.7, 6.10, 6.11 [6].

Для примера определим ток трёхфазного  КЗ за коммутационным аппаратом на ТП №2. Расчётные схемы для нахождения ТКЗ представлены на рис. 2.3.

Сопротивления трансформатора току трёхфазного КЗ находим по таблице 6.10 [6], r_тр = 0,081 Ом, x_тр = 0,097 Ом, сопротивление рубильника по таблице 6.5 [6] r_р = 0,0005 Ом ─ очень мало по сравнению с r_тр , поэтому его можно не учитывать, сопротивление трансформатора тока по таблице 6.7 [6] r_та = 0,0017 Ом, x_та = 0,0027 Ом, сопротивление коммутационного аппарата по таблице 6.4 [6]

r_а = 0,007 Ом, x_а = 0,0045 Ом. Суммарное сопротивление до точки КЗ

,                              (2.52)

 Ом,

ток трёхфазного КЗ находим по формуле (6.10)

(А),

ударный ток  находим по формулам (6.12), (6.13), (6.14)

,

,

 А.

Расчёты токов трёхфазных КЗ сводим в таблице 2.13.

Таблица 2.13 – Расчёт токов трёхфазных КЗ

Ток	Номер КТП
	КТП №1	КТП №2	КТП №3	КТП №4	КТП №5	КТП №6
, кА	1678,8	1678,8	1678,8	8014	1678,8	8014
, кА	2533,3	2533,3	2533,3	15187	2533,3	15187

Ток однофазного короткого замыкания определим по формуле

                                      (2.53)

где ─ полное сопротивление питающей системы и силового трансформатора, находим по таблице 6.10 [6], а также переходных контактов;

Z_п,ф-0 ─ полное сопротивление петли фаза-ноль, для проводов находим по таблице 6.11 [6]

,                (2.54)

где x_1Т , x_2Т , x_0Т , r_1Т , r_2Т , r_0Т ─ индуктивное и активное сопротивление прямой, обратной и нулевой последовательностей  силового трансформатора, Ом.

а)

б)

Рисунок 2.4 – Электрическая (а) и замещения (б) схемы для расчёта ТКЗ

 

Для примера рассчитаем ток однофазного  КЗ на 2 магистрали КТП №2:

x_1Т = x_2Т = 0,097 Ом, x_0Т = 0,910 Ом, r_1Т = r_2Т = 0,081 Ом, r_0Т =0,406 Ом;

сопротивления переходных контактов не принимаем  в расчёте, так как они слишком  малы по сравнению с x_1Т , x_2Т , x_0Т , r_1Т , r_2Т , r_0Т;

 Ом,

Z_п,ф-0 = 1,48 Ом/км для провода 3х50+54,6, тогда ток однофазного КЗ

 А.

Расчёты для остальных магистралей проводим аналогичным образом, все расчёты  сводим в таблица 2.14.

 

Таблица 2.14 –  Расчёт однофазных КЗ

Номер КТП	Номер магистрали	, Ом	Zп,ф-0, Ом	, А
1	2	3	4	5
КТП № 1	1 магистраль	1,249	0,607	224,8
	2 магистраль	1,249	0,651	215,5
	3 магистраль	1,249	1,154	146,5
КТП № 2	1 магистраль	1,249	0,562	235,1
	2 магистраль	1,249	0,696	206,8
КТП № 3	1 магистраль	1,249	0,474	258,3
	2 магистраль	1,249	0,636	218,6
КТП № 4	1 магистраль	0,311	0,444	420,0
	2 магистраль	0,311	0,435	427,0
	3 магистраль	0,311	0,829	246,6
	4 магистраль	0,311	0,705	284,4
КТП № 5	1 магистраль	1,249	0,518	246,2
	2 магистраль	1,249	0,577	231,5
КТП № 6	1 магистраль	0,311	1,095	191,9
	2 магистраль	0,311	0,385	470,7
	3 магистраль	0,311	0,751	269,1
	4 магистраль	0,311	0,903	228,5

2.9.4 Выбор и проверка защитной  аппаратуры

 

КТП пасынкого типа марки КТП-63-81 по заказу будем комплектовать предохранителями типа ПН2 в качестве коммутационно-защитных аппаратов на низшей стороне. Киосковые КТП марки КТП-ПВ-250/10/0,4 по заказу будем комплектовать автоматическими выключателями серии ВА в качестве коммутационно-защитных аппаратов на низшей стороне.