с малой плотностью нагрузки рекомендуется принимать (jэк=0,54 А/мм2). Тогда экономическое сечение провода:
На магистрали выбираем сталеалюминевый провод марки АС с сечением провода не менее АС70. Вся магистраль выполняется одним проводом. На отпайках — не менее АС 35. В связи с тенденцией перехода низковольтных сетей на изолированные провода Возможно применение СИП3 с теми же условиями [5] (уточнить норматив на момент написания КП).
Пример.
Конфигурация ВЛ 10 кВ представлена на рис. 5.4. Длины участков ВЛ 10 кВ указаны в км. Расчетные активные нагрузки указаны для дневного и вечернего режима ТП в кВт.
Рис. 5.4. Расчетная схема сети 10 кВ
Для выбора сечения проводов необходимо определить Ррасч на участках ВЛ, складывая нагрузки отдельных ТП с помощью таблицы суммирования нагрузок [1, с. 41]. Данные сведем в таблицу 5.9.
Таблица 5.9
Расчетные данные сети 10 кВ
Эквивалентный ток:
Экономическую плотность тока в сельских сетях рекомендуется принимать не более 0,4–0,7 А/мм2. В соответствии с рекомендациями стр. 160 [11] для ВЛ 10 кВ с малой плотностью нагрузки рекомендуется принимать (jэк=0,Ю54 А/мм2). Тогда экономическое сечение провода:
Принимаем на сечение проводов ближайшее к стандартному, а именно АС 70.
Проверим, какое сечение провода следует выбрать на отпайках ВЛ 10 кВ.
Определяем сечение провода на наиболее нагруженной отпайке (таблица 5.9, участок 2–ТП 2).
При выборе сечения провода по экономической плотности тока принимаем сечение, ближайшее к стандартному — АС 70.
Выбор по методу экономической плотности тока (jэк = 0,54 — для ВЛ 10 кВ) и (jэк = 0,6 — для ВЛИ 0,38 кВ). В соответствии с табл. 7.1 [11] определяем сечение на наиболее нагруженной отпайке (участок 2–№ 2).
В данном случае Iраб = Iэкв. = 18,5 А.
При выборе сечения провода по экономической плотности тока принимаем сечение, ближайшее к стандартному — АС 35. На других отпайках нагрузки меньше, поэтому и эквивалентное сечение может бить меньше. Но по условию обеспечения надежности электроснабжения сечение на отпайках рекомендуется принимать не менее чем АС 35.
Окончательно принимаем: на магистрали АС 70, а на отпайках АС 35.
Параметры выбранных проводов необходимо свести в таблицу 5.10.
Таблица 5.10
Параметры выбранных проводов
Значения «r0,» для выбранных марок проводов рекомендуется принимать по приложению 12 или литературе (приложение 1) [7]; 1 [10]; а «x0» (по приложению 14, 15) [7]; [10] с учетом среднего геометрического расстояния между проводами, которое для ВЛ 10 кВ можно принять Dср = 1500–2000 мм. В столбце 5 на самом нагруженном участке (участк 0–1) магистрали и на самом нагруженном участке отпайки 10 к (участке 2–№ 2) определяем значение рабочих токов и сравниваем его со значением максимального допустимого тока для выбранного сечения провода по условию допустимого нагрева. Его значение рекомендуется брать по приложению 10; 11 данных методических указаний. Выбранное сечение проводов должно удовлетворять условию допустимого нагрева:
Iдоп ≥ Iраб. max (5.21).
Заносим значение Iдоп в таблицу 5.10 в колонку «6».
Проводим проверку выбранного провода по допустимой потере напряжения.
На каждом из участков линии необходимо определить потерю напряжения по графику приложение 16, или воспользоваться расчетной формулой:
где:
l — длина участка, км;
P; Q — активная и реактивная мощности, передаваемые по участку, берется из табл. 5.7;
r0; x0 — активное и индуктивное сопротивление линии берется из табл. 5.10. для соответствующего участка.
Полученную потерю напряжения в вольтах необходимо перевести в киловольты и представить в процентах:
Затем записываем эти значения в таблицу 5.7.
Для ускорения расчетов можно воспользоваться расчетной номограммой по определению допустимой потери напряжения в ВЛ 10 кВ (приложение 16).
Примечание. Такие же номограммы имеются в справочной литературе для проводов СИП.
Пример работы с номограммой по определению потерь напряжения:
1. Определяем потерю напряжения в ВЛ на 1 км выбранного сечения провода при заданной нагрузке.
2. Значения заносим в колонку «6» таблицы № 5.9.
3. Умножая значения колонки «4» на значения колонки «6» и в колонку «7» заносим результат.
4. Потери напряжения от шин 10 кВ до каждой из расчетных точек ВЛ определяются путем суммирования потерь напряжения тех участков, по которым передается нагрузка рассматриваемого участка ВЛ 10 кВ. (Пример: ∆U03 = ∆U01 + ∆U12 + ∆U23).
Полученные результаты вписываются в столбце 8 таблицы 5.7. Аналогичные расчеты проводят для участков 0–№ 1, 0–№ 2, 0–№ 3; 0–№ 4. Наибольшее из этих значений принимается за максимальное расчетное значение потери напряжения в ВЛ 10 кВ.
5. Проведем выбор сечений проводов и проверку выбранного сечения на допустимую потерю напряжения ∆Uдоп.
Рассмотрим расчет наибольших фактических потерь напряжения с использованием расчетной диаграммы. В приложении 16 представлена расчетная диаграмма при значении соs φ.
В начале по диаграмме определяем потери напряжения на 1 км линии в % к номинальному напряжению данной линии. Заносим эти значения в таблицу. Потом определяем потери напряжения на каждом участке сети, умножив длину ВЛ на удельные потери напряжения на 1 км.
Результаты заносим в таблицу. Максимальные потери напряжения в любой ВЛ определяются как суммарные потери от шин РТП до каждой из ПС.
∆UВЛо№ 4. = ∆UВЛо1. + ∆UВЛ12 + ∆UВЛ23. + ∆UВЛ3Тп№ 4.
∆UВЛо№ 4. = 1,0+0,75+0,58+0.55= 2,88%
∆UВЛо№ 4. меньше допустимой потери напряжения.
∆UВЛдоп. = 4%
Вывод: Выбранное сечение провода проходит по допустимой потере напряжения.
В столбце 24 таблицы указываются потери электрической энергии на участках линии, которые рассчитываются по формуле:
W = 3∙I2∙r0∙l∙τ (5.24),
где τ — время максимальных потерь.
Годовое время максимальных потерь допускается ориентировочно определять по такому эмпирическому выражению:
Число часов использования максимума нагрузки в год принимаем по таблице 3.4 или литература табл. 4.6 [1].
Таблица 5.11
Зависимость годового числа часов использования максимума от расчетной нагрузки
Также время максимальных потерь (час) может быть принято
