Zarya29.ru

Строительный журнал
0 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

50. Допустимые токовые нагрузки на кабельные линии

§ 50. Допустимые токовые нагрузки на кабельные линии

При прохождении электрического тока по кабелю в нем выделяется значительное количество теплоты за счет потерь мощности в токопроводящих жилах, изоляции, металлических оболочках и броне. Для трехжильных кабелей с бумажной пропитанной изоляцией напряжением до 10 кВ основным источником потерь являются потери мощности в токопроводящих жилах.

Мощность, переходящая в теплоту, за счет нагрева токопроводящих жил током пропорциональна квадрачу его силы и сопротивлению жилы кабеля. Распространение теплоты от жилы кабеля через изоляцию, оболочку и наружные покровы будет происходить за счет теплопроводности этих материалов.

Через некоторый промежуток времени, после включения кабеля под нагрузку, в нем устанавливается тепловое равновесие, когда выделяемое в единицу времени количество теплоты равно количеству теплоты, отдаваемой кабелем в окружающую среду. Установившемуся равновесию соответствует определенное превышение температуры кабеля над температурой окружающей среды.

В установившемся режиме тепловой расчет кабеля можно выразить следующим соотношением:

где Θ — превышение температуры токопроводящей жилы над температурой окружающей среды, °С, ΣS — общее тепловое сопротивление кабеля, град • см/Вт, которое состоит из теплового сопротивления элементов кабеля и окружающей почвы, tж, tcp — температура жилы и среды, град.

Чем меньшее сопротивление оказывается тепловому потоку, тем интенсивнее происходит отдача теплоты в окружающую среду и тем большую нагрузку можно допустить на силовой кабель. Зная допустимую температуру tдоп нагрева жил, можно определить допустимый на кабель ток: _

где R — сопротивление одной фазы линии, Ом, n — количество жил.

В наилучших условиях по отдаче теплоты в окружающую среду находится кабель, проложенный в воде, так как вода обеспечивает хороший отвод теплоты с наружной поверхности кабеля.

При прокладке кабеля в земле отдача теплоты зависит от состава грунта и его способности удерживать влагу.

Токовые нагрузки, приведенные в ПУЭ для кабелей, проложенных в земле, рассчитаны для грунта с удельным тепловым сопротивлением 120 Ом • град/Вт (нормальная почва и песок с влажностью 7—9 % или песчано-глинистая почва с влажностью 12—14%).

Изменение удельного сопротивления земли значительно сказывается на допустимой нагрузке кабеля. Применительно к принятому сопротивлению земли пересчет токовой нагрузки для удельных сопротивлений 80, 200 и 300 Ом град/Вт будет соответственно равен 1,05; 0,87; 0,75. Удельное тепловое сопротивление земли главным образом зависит от ее химической и физической структур, плотности засыпки траншеи и способности удерживать влагу. Поэтому утрамбовывание земли является обязательным технологическим процессом прокладки силового кабеля.

Кабель, проложенный в воздухе, имеет более низкие допустимые нагрузки, чем при прокладке в земле из-за большего сопротивления тепловому излучению от кабеля в воздух. Из-за действия ряда дополнительных тепловых сопротивлений (воздух в канале блока, взаимный подогрев кабелей) в очень неблагоприятных условиях (в отношении нагрева) находится кабель, проложенный в блочной канализации. Чтобы обеспечить правильный температурный режим работы кабеля, необходимо для каждой находящейся в эксплуатации кабельной линии определить и установить допустимые токовые нагрузки для нормального длительного и аварийных режимов.

Допустимые токовые нагрузки для одиночных кабелей, проложенных в земле, воздухе и воде, определяются по таблицам, приведенным в ПУЭ. Таблицы составлены в зависимости от вида изоляции (резина или пластмасса, пропитанная бумага) и материала жилы (медь, алюминий). Токовые нагрузки в таблицах приводятся в зависимости от сечения токопроводящих жил кабеля, поэтому по ним можно решать и обратную задачу, т. е., зная расчетную токовую нагрузку, можно выбрать сечение проводника. Различные условия прокладки и эксплуатации кабельных линий учитываются поправочными коэффициентами, которые также приводятся в ПУЭ.

Для кабелей, проложенных в земле, допустимые длительные токовые нагрузки приняты из расчета прокладки в траншее на глубине 0,7—1 м не более одного кабеля при температуре земли 15°С. Аналогичные условия приняты для кабелей, проложенных в воде.

Для кабелей, проложенных в воздухе, внутри и вне зданий, допустимые длительные токовые нагрузки приняты из расчета температуры воздуха 25 °С. При этом расстояния между параллельно уложенными кабелями должно быть не менее 35 мм в свету. Если температура окружающей среды существенно отличается от принятых температур при расчете токовых нагрузок для кабелей, проложенных в земле и на воздухе, необходимо ввести поправочные коэффициенты, которые приведены в таблице ПУЭ.

В зимних условиях температура земли на глубине прокладки кабелей близка к 0 °С. В соответствии с этим допустимые длительные нагрузки на кабельные линии могут быть увеличены.

Как правило, в траншее прокладывают не один, а несколько кабелей, которые, выделяя теплоту при нагрузках, взаимно нагревают друг друга. Для снижения взаимного влияния кабелей, проложенных в одной траншее (включая прокладку в трубах), необходимо вводить поправочные коэффициенты на количество кабелей, лежащих рядом, которые приводятся в ПУЭ.

Допустимые длительные токи для кабелей, прокладываемых в блоках, определяются по формуле / = abcl, где I — допустимый длительный ток для трехжильного кабеля напряжением 10 кВ с медными или алюминиевыми жилами, который определяется по таблице ПУЭ; а, Ь, с — коэффициенты, выбираемые в зависимости от сечения и расположения кабеля в блоке, напряжения кабеля и среднесуточной нагрузки всего блока.

Читайте так же:
Трехжильные кабели сечение ток

В большинстве случаев кабельные линии на отдельных участках трассы прокладывают в земле, эстакаде, блоке и т. п. В этих случаях допустимые длительные токовые нагрузки должны быть определены по участку трассы с наихудшими условиями охлаждения, если участок имеет протяженность более 10 м.

Для кабелей напряжением до 10 кВ с бумажной пропитанной изоляцией, несущих нагрузки меньше номинальных, допускаются кратковременные перегрузки, приведенные в табл. 18.

Таблица 18.
Допустимые перегрузки кабельных линий напряжением до 10 кВ

Установленные в этой таблице значения перегрузок по току и времени не вызывают перегрева токопроводящих жил сверх допустимых значений. Во время аварийных режимов в кабельных сетях возникает необходимость в кратковременных перегрузках работающих кабелей, нормы которых приведены в ТЭ.

Для кабелей с полиэтиленовой изоляцией допускают перегрузки до 10 % в течение 5 сут продолжительностью до 6 ч в сутки, а для кабелей с ПВХ изоляцией — до 15%. В остальное время суток нагрузка на кабели не должна превышать номинальных значений.

Во время ликвидации аварий для кабелей напряжением до 10 кВ с бумажной изоляцией допускаются перегрузки в течение 5 сут в пределах, указанных в табл. 19.

Таблица 19.
Допустимые нагрузки кабельных линии напряжением до 10 кВ на время ликвидации аварии

Для кабельных линий, находящихся в эксплуатации более 15 лет, перегрузки должны быть понижены на 10%, а для кабельных линий напряжением 20—35 кВ перегрузки не допускаются.

В процессе эксплуатации кабельных линий необходимо осуществлять контроль за нагрузками стационарными амперметрами в установленные сроки и записывать показания приборов в ведомость.

Для наглядности на стационарных щитовых амперметрах красной чертой отмечается предельно допустимый ток кабельной линии, что дает возможность обслуживающему персоналу принимать соответствующие меры при превышении этого значения.

Измерение нагрузок кабельных линий и напряжений в различных точках сети должны производиться не менее двух раз в год, в том числе в период максимума нагрузок. Первое измерение следует производить в декабре — январе, т. е. в период годового максимума нагрузок. Эти измерения служат основанием для составления плана работ по разгрузке кабельных линий и улучшению режима их работы. По замерам определяют потери электрической энергии в сети и другие технико-экономические показатели кабельных линий. Второе измерение нагрузок кабельных линий целесообразно производить в мае, т. е. в период годового минимума нагрузок.

Помимо указанных планируемых измерений нагрузок кабельных линий производят внеочередные измерения, когда изменяют схему или присоединяют дополнительные токоприемники, в связи с чем меняют режим работы кабельной линии. Результаты измерений нагрузок кабельных линий служат основанием для проведения мероприятий, обеспечивающих их безаварийную работу.

Ток кабельной линии таблица

Релейная защита

В последнее время в России все большее распространение получают сети 6–10 кВ с низкоомным резистивным заземлением нейтрали. Особенностью данных сетей является действие защиты от однофазных замыканий на землю поврежденного фидера на отключение.
Сложность эксплуатации заключается в определении тока срабатывания защит от замыкания на землю и обеспечении требуемой селективности работы защит. Свои предложения высказывают наши авторы из Республики Коми.

ОДНОФАЗНЫЕ ЗАМЫКАНИЯ НА ЗЕМЛЮ В СЕТЯХ 6–10 кВ
С РЕЗИСТИВНО-ЗАЗЕМЛЕННОЙ НЕЙТРАЛЬЮ
Расчет уставок релейной защиты

Евгений Демиденко, начальник отдела ЭТО ИТЦ
Алексей Солончев, ведущий инженер отдела ЭТО ИТЦ
Виктор Гудым, ведущий инженер ГПТО ИТЦ
ООО «Газпром трансгаз Ухта»,
г. Ухта

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТОКА СРАБАТЫВАНИЯ ЗАЩИТЫ ОТ ОДНОФАЗНЫХ ЗАМЫКАНИЙ НА ЗЕМЛЮ

Рассмотрим схему сети 10 кВ (рис. 1), особенностью которой является наличие электростанции собственных нужд (ЭСН) 10 кВ, работающей параллельно с энергосистемой, что влечет за собой необходимость скорейшей ликвидации однофазных замыканий в сети и, как следствие, перенапряжений, особенно опасных для изоляции электрических машин.

Рис. 1. Пример схемы сети 10 кВ

В нормальном режиме работы в ЗРУ-1 включены только один ввод от энергосистемы (в нашем случае это ввод-1, яч. № 1), секционный выключатель (СВ) 10 кВ, трансформатор заземления нейтрали (ТЗН). Потребители ЗРУ-2 получают питание по ВЛ 10 кВ № 1, 2; СВ 10 кВ ЗРУ-2 отключен.

Также от шин ЗРУ-1 отходит ВЛ 10 кВ № 4 протяженностью 52 км, имеющая кабельные вставки общей протяженностью 3 км (2,6 км – кабельная линия типа СКл-3х150 и 0,4 км – NXCMK-3х150) и 4 выключателя, установленных в линии и равномерно удаленных (около 10 км) друг от друга.

К шинам 10 кВ ЗРУ-1 и ЗРУ-2 подключены трансформаторные подстанции с трансформаторами мощностью 400–1000 кВА (от 4 до 10 присоединений на секцию) и суммарной длиной кабельных линий 3,2 км для 1-й и 2-й секций шин (СШ) ЗРУ-1; 4,85 км и 4,45 км соответственно для 1-й и 2-й СШ ЗРУ-2.

Читайте так же:
Не могу подключить выключатель света 220

Релейная защита и автоматика (РЗиА) всех электроустановок выполнена на цифровых терминалах релейной защиты и автоматики (ЦРЗА).

ЕМКОСТНЫЕ ТОКИ

Емкостные токи воздушных линий присоединений рассчитываем по формуле из [1]:

I свл = С · л · ω · U ф.ном,

где С – удельная емкость ЛЭП на землю (Ф/км) для ВЛ с изолированными проводами типа СИП-3, расположенными на опоре по вершинам равностороннего треугольника при расстоянии между фазами 400 мм (принимаем 0,024 мкФ/км);
л – длина ВЛ, км;
ω = 314 рад/с;
U ф.ном – номинальное фазное напряжение сети, В (принимаем 5700 В).

Емкостные токи кабельных линий присоединений I скл определяем по формуле:

I скл = I С0кл · л,

где I С0кл – удельный емкостный ток кабельной линии на землю, А/км (по данным завода-изготовителя [2], для КЛ сечением 150 мм 2 он составляет 2 А/км, сечением 95 мм 2 – 1,7 А/км, сечением 70 мм 2 – 1,5 А/км.

Для КЛ типа СКл-3х150 удельный емкостный ток составляет 2,94 А/км).

Собственные емкостные токи присоединений ЗРУ-1 составляют:

  • для ВЛ 10 кВ № 1 – 8,13 А;
  • для ВЛ 10 кВ № 2 – 7,525 А;
  • для ВЛ 10 кВ № 3 – 2,65 А;
  • для ВЛ 10 кВ № 4 – 10,55 А;
  • для присоединения ЗРУ-1, кроме ВЛ 10 кВ № 1, 2, 3, 4, – 4,8 А.

ОПЫТ ОДНОФАЗНОГО ЗАМЫКАНИЯ НА ЗЕМЛЮ

Так как расчет однофазных токов замыкания на землю произведен по эмпирическим формулам и носит приблизительный характер, в представленной сети 10 кВ был выполнен опыт однофазного замыкания на землю.

В табл. 1 представлены расчетные и измеренные величины однофазных токов замыкания на землю в рассматриваемой сети.

Таблица 1. Расчетные и измеренные величины однофазных токов замыкания на землю

ВЛ 10 кВ № 1
Наименование присоединенияРасчетный емкостный ток, АИзмеренный емкостный ток, АРазница между расчетными и измеренными токами, %
8,138,848
ВЛ 10 кВ № 27,5258,198
ВЛ 10 кВ № 32,652,774
ВЛ 10 кВ № 410,557,4130

Исходя из характеристик устройства частичного заземления нейтрали трансформатора [3], принимаем, что ток однофазного замыкания в сети с ТЗН составляет порядка 35–40 А.

Токи срабатывания защит рассчитываем, исходя из отстройки защит от собственного емкостного тока присоединения, по формуле из [4]:

где kотс – коэффициент отстройки (принимаем равным 1,3 для ЦРЗА);
I с – собственный емкостный ток присоединения.

Коэффициент отстройки (kотс) включает в себя коэффициент надежности (kн) и коэффициент отстройки от бросков емкостного тока в переходных процессах (kбр) [5]. При анализе осциллограмм и переходных процессов токов ОЗЗ в ЦРЗА (в качестве ЦРЗА применены SEPAM) коэффициент отстройки от бросков емкостного тока (kбр) можно принять за 1 и не учитывать при расчете токов срабатывания защит.

ТЗН обеспечивает определенную фиксированную величину тока замыкания на землю в точке замыкания независимо от параметров сети, а отстройка защиты фидеров выполняется от собственных емкостных токов присоединений, протекающих в ТТНП неповрежденных присоединений при однофазном замыкании в сети.

СОГЛАСОВАНИЕ ЗАЩИТ ПО ТОКУ С НИЖЕСТОЯЩИМИ ЗАЩИТАМИ

Для ВЛ 10 кВ № 1 и № 2 при расчете уставки срабатывания по току учитываем суммарный емкостный ток обоих присоединений, так как ЗРУ-2 может получать питание по одной линии с включенным СВ 10 кВ ЗРУ-2. Данные расчетов токов и уставок сведены в табл. 2.

Таблица 2. Данные расчетов токов и уставок

ВЛ 10 кВ № 1 (включен СВ 10 кВ ЗРУ-2 и отключена ВЛ № 2)
Наименование присоединенияЕмкостный ток, I с, А (измеренный)Ток срабатывания защиты, I с.з, АКоэффициент чувствительности защит kч к току замыкания 35 А
17,0322,141,58
ВЛ 10 кВ № 2 (включен СВ 10 кВ ЗРУ-2 и отключена ВЛ № 1)17,0322,141,58
ВЛ 10 кВ № 32,773,69,7
ВЛ 10 кВ № 47,419,63,6

Для отходящих кабельных линий 10 кВ ЗРУ-1 (кроме линий 10 кВ № 1, 2, 3, 4) и ЗРУ-2 отстраиваем ток срабатывания ОЗЗ от емкостного тока самой длинной линии 10 кВ и принимаем равным 3 А. При этом необходимо учитывать возможный ток небаланса в токовых цепях защит. Так как оценить токи небаланса и отстроиться от них расчетными методами не представляется возможным, то при каждом ложном срабатывании защиты необходимо проанализировать причины работы защиты от ОЗЗ и выполнить изменения токов срабатывания или выявить ошибки в монтаже ТТ защит от ОЗЗ.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВРЕМЕНИ СРАБАТЫВАНИЯ ЗАЩИТ ОТ ОДНОФАЗНЫХ ЗАМЫКАНИЙ НА ЗЕМЛЮ

Для выполнения условий селективности работы защит от ОЗЗ было выполнено согласование по времени.

Читайте так же:
Таблица с токами светодиодов

На отходящих линиях 10 кВ ЗРУ-1 (кроме линий 10 кВ № 1, 2, 3, 4) и ЗРУ-2 время работы защиты принимаем равным 0,1 сек.

Для ВЛ 10 кВ № 1,2 время срабатывания защиты от ОЗЗ рассчитываем, исходя из рекомендованной для микропроцессорных защит ступени селективности Δt = 0,25 сек. Время срабатывания защиты от ОЗЗ для ВЛ 10 кВ № 1, 2 составит 0,35 сек.

Для ВЛ 10 кВ № 3, с учетом обеспечения селективности действия защит (в пределах 0,25–0,35 сек.) на 4-х выключателях, установленных на линии, время срабатывания защиты от ОЗЗ принимаем равным 1,1 сек.

ПАРАМЕТРЫ И ЗАЩИТЫ ТРАНСФОРМАТОРОВ РЕЗИСТИВНОГО ЗАЗЕМЛЕНИЯ НЕЙТРАЛИ

Для резистивного заземления нейтрали применен шкаф типа КУН-70М со следующими характеристиками [6]:

  • номинальная мощность трансформатора 63 кВА;
  • активное сопротивление блока резисторов 150 Ом;
  • номинальная мощность блока резисторов 21 кВт;
  • допустимые токи при однофазном замыкании на землю не более 3 А длительно, 5 А в течение 3 ч, 40 А в течение 5 сек.

С учетом допустимой длительности 5 сек. протекания тока замыкания на землю величиной в 40 А и согласования по току с защитами отходящих линий, для обеспечения селективности действия защит от ОЗЗ принимаем уставки защит: I с.з = 25 А, Т с.з = 1,4 сек. с действием на отключение СВ 10 кВ ЗРУ-1 и Т с.з = 1,7 сек. с действием на отключение своего выключателя.

Карта уставок защит от ОЗЗ представлена на рис. 2.

Рис. 2. Карта уставок защит от ОЗЗ

ОРГАНИЗАЦИЯ ЗАЩИТ ОТ ОЗЗ ПРИ НЕДОСТАТОЧНОЙ ЧУВСТВИТЕЛЬНОСТИ

При больших собственных емкостных токах замыкания на землю присоединений могут возникнуть проблемы с обеспечением чувствительности защит к токам ОЗЗ. Из данного положения можно выйти, согласовав работу защит по времени срабатывания, при этом не ставя перед собой задачу отстройки защит от емкостных токов своих присоединений.

Допустим, что защиты от ОЗЗ ВЛ № 1, 2 не могут быть отстроены от емкостных токов своих присоединений по условию чувствительности к току замыкания (kч Т с.з = 1,1 сек.

Исходя из вышеизложенного, принимаем время срабатывания защит от ОЗЗ ВЛ № 1, 2: Т с.з = 1,4 сек., а время срабатывания защиты от ОЗЗ трансформатора заземления нейтрали увеличиваем соответственно до Т с.з = 1,7 сек. с действием на отключение СВ 10 кВ ЗРУ-1 и Т с.з = 2,0 сек. с действием на отключение своего выключателя.

Если по каким-либо причинам нет возможности увеличить время работы защит от ОЗЗ, то необходимо применять направленные защиты от ОЗЗ. При этом особое внимание следует уделить качеству и правильности монтажа ТТНП, так как проблематично проверить фазировку защиты первичными токами и напряжением. Если есть сомнение в правильности фазировки защиты от ОЗЗ, то необходимо провести опыт однофазного замыкания на землю.

ВЫВОДЫ

  1. При расчете величин токов однофазного замыкания на землю необходимо иметь полные данные о рассчитываемой сети. При сомнениях нужно провести опыт ОЗЗ для определения реальных токов ОЗЗ присоединений сети.
  2. Требуется уделять особое внимание монтажу ТТНП. Монтаж следует выполнять в полном соответствии с указаниями производителя.
  3. Максимальное время срабатывания защит от ОЗЗ зависит от времени допустимого действия токов замыкания шкафов резистивного заземления нейтрали.

ЛИТЕРАТУРА

  1. Шуин В.А., Гусенков А.В. Защиты от замыканий на землю в электрических сетях 6–10 кВ: Библиотечка электротехника. Приложение к журналу «Энергетик» за 2001 г.
  2. Кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена на напряжение 6–35 кВ Nexans. Технические характеристики.
  3. Абрамович Б.Н., Гульков В.М., Полищук В.В., Сергеев А.М., Шийко А.П. Расчет и проектирование воздушных линий с покрытыми изоляционными проводами. Изд-во «Нестор», 2003.
  4. Шабад М.А. Расчеты релейной защиты и автоматики распределительных сетей. СПб.: ПЭИПК, 2010.
  5. Булычев А.В. Релейная защита в распределительных электрических сетях. М.: ЭНАС, 2011.
  6. Шкаф резистивного заземления нейтрали КУН-70. Руководство по эксплуатации.

© ЗАО «Новости Электротехники»
Использование материалов сайта возможно только с письменного разрешения редакции
При цитировании материалов гиперссылка на сайт с указанием автора обязательна

Расчет емкостных токов присоединений в сети 6(10) кВ

В данной статье речь пойдет о расчете собственных емкостных токов для различных присоединений в сети 6(10) кВ с изолированной нейтралью.

Как известно через трансформатор тока нулевой последовательности (ТТНП) неповрежденных присоединений протекает собственный емкостной ток.

При однофазном замыкании на землю (ОЗЗ) через ТТНП поврежденного присоединения будет протекать суммарный емкостной ток всех неповрежденных присоединений.

Векторные диаграммы поврежденного и неповрежденного присоединения представлены на рис.1.

Рис.1 - Векторные диаграммы поврежденного и неповрежденного присоединений в сети с изолированной нейтральюРис.1 — Векторные диаграммы поврежденного и неповрежденного присоединений в сети с изолированной нейтралью

Исходя из выше изложенного, защиту от ОЗЗ выполняют отстраиваясь от собственного емкостного тока.

Расчет емкостных токов выполняется для следующих присоединений:

  • кабельные линии;
  • воздушные линии;
  • асинхронные и синхронные электродвигатели;
  • генераторы;
Читайте так же:
Мощность кабеля по сечению при токе 380

Кабельные линии

1. Удельный емкостной ток замыкания на землю для кабельной линии определяется по формуле 7 [Л1, с.6]:

1. Удельный емкостной ток замыкания на землю для кабельной линии определяется по формуле 7

  • Uф = Uл/√3 — фазное напряжение сети, В;
  • ω = 2Пf = 314 – угловая частота напряжения, (рад/с);
  • Сф — емкость одной фазы сети относительно земли (мкФ/км);

1.1 Емкостной ток кабельной линии определяется по формуле 6.4 [Л3, с.215]:

1.1 Емкостной ток кабельной линии определяется по формуле

  • L – длина кабельной линии, км;
  • m – число проводов (кабелей) в фазе линии.

Определить емкостной ток кабельной линии длиной 500 м, выполненный кабелем АПвЭВнг сечением 3х120 мм2 при напряжении сети 10 кВ.

1. Определяем удельный емкостной ток замыкания на землю для кабеля АПвЭВнг сечением 3х120 мм2:

1. Определяем удельный емкостной ток замыкания на землю для кабеля АПвЭВнг сечением 3х120 мм2

где: Сф = 0,323 мкФ/км — емкость одной фазы сети относительно земли, принимается из технических характеристик кабеля, которые предоставляет Завод-изготовитель, в данном случае значение Сф, принято из приложения 7 таблица 40 «Инструкция и рекомендации по прокладке, монтажу и эксплуатации кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена на напряжение 6,10,15,20 и 35 кВ ОАО «Электрокабель» Кольчугинский завод».

Как мы видим результат расчета совпадает со значением таблицы 40.

Таблица 40 - Емкостные характеристики кабелей

Если же вы не смогли найти значение Сф, для определения значения удельного емкостного тока можно воспользоваться таблицей из [Л2, с.141].

Удельные значения емкостных токов в кабельных сетях

2. Определяем емкостной ток кабельной линии, учитывая длину линии:

2. Определяем емкостной ток кабельной линии, учитывая длину линии

Воздушные линии

Емкостной ток для воздушной линии 6-35 кВ определяется по формуле представленной в [Л2, с.142]:

Емкостной ток для воздушной линии 6-35 кВ определяется по формуле

  • Uн – номинальное напряжение сети (6 или 10 кВ), кВ;
  • L –длина воздушней линии, км;
  • m – число проводов (кабелей) в фазе линии.

Синхронные и асинхронные электродвигатели

Собственный емкостной ток синхронных и асинхронных двигателей определяется по формуле 6.3 [Л3, с.215] и выражеться в амперах:

Собственный емкостной ток синхронных и асинхронных двигателей определяется по формуле 6.3

  • fном. – номинальная частота сети, Гц;
  • Сд – емкость фазы статора, Ф;
  • Uном. – номинальное напряжение электродвигателя, В.

Емкость фазы статора Сд принимается по данным завода-изготовителя. Если же данные значения отсутствуют, можно воспользоваться следующими приближенными формулами [Л3, с.215]:

  • для неявнополюсных СД и АД с короткозамкнутым ротором:

Емкость фазы статора Сд для неявнополюсных СД и АД с короткозамкнутым ротором

  • Sном. – номинальная полная мощность электродвигателя, МВА;
  • Uном. – номинальное напряжение электродвигателя, кВ.
  • для остальных электродвигателей:

Емкость фазы статора Сд для остальных электродвигателей

  • Uном. – номинальное напряжение электродвигателя, В;
  • nном. – номинальная частота вращения ротора, об/мин.

Турбогенераторы и гидрогенераторы

Собственный емкостной ток при замыкании одной фазы на землю турбогенераторов и гидрогенераторов определяется по той же формуле 6.3 [Л3, с.215], что синхронные и асинхронные двигатели, см. [Л4, с.48].

Емкость фазы статора Сд по отношению к землю для турбогенераторов и гидрогенераторов, определяется по тем же формулам, что и для двигателей, согласно [Л4, с.48].

Емкость фазы статора Сд для генераторов

В таблице 3 [Л4, с.48] проводиться значения емкостных токов при замыкании одной фазы на землю для некоторых типов турбогенераторов и гидрогенераторов. Особое внимание обратите на последние 2 столбца таблицы.

Примеры расчетов сечений проводов и кабелей по допустимой потере напряжения

Пример. Расчетная нагрузка Р трехфазной воздушной линии составляет 0,25 МВт, коэффициент мощности для нагрузок сети одинаков и равен . Произвести расчет линии 10 кВ (в населенной местности) на потерю напряжения с учетом индуктивности проводов. Материал провода — алюминий. Длина линии . Допустимая потеря напряжения (см. табл. 12-6).
Определяем моменты полных и реактивных нагрузок участков линии:

Коэффициент (см. табл. 5-12).
Среднее индуктивное сопротивление (см. табл. 5-13).
Определяем расчетную величину потери напряжения

Коэффициент (см. табл. 5-9).
Определяем сечение линии

Принимаем ближайшее сечение, по условиям механической прочности для ВЛ 10 кВ, равным 35 мм2.
Проверяем расчетную величину потери напряжения

Проверочный расчет показывает, что принятое сечение удовлетворяет расчетное условие.
На основании методики и алгоритма расчетов составлена табл. 58 выбора сечений для воздушных линий, выполненных алюминиевыми или сталеалюминиевыми проводами в зависимости от длин участков линий и расчетной нагрузки, кВт.

Таблица 58. Расчетное сечение трехфазных воздушных и кабельных линий напряжением 6 и 10 кВ при потере напряжения Δ U до 1,5%; cos φ = 0,7—1,0, мм кв.

Примечание. 1. Расчетная потеря напряжения Δ U до 2,5% принята для кабелей с алюминиевыми жилами напряжением 6 кВ.
2. В числителе указано сечение при напряжении 10, в знаменателе — 6 кВ.

КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ НАПРЯЖЕНИЕМ 10 кВ

Сечение кабельной линии рассчитывают по заданной (допустимой) величине потери напряжения с учетом индуктивности линии.
Пример. Расчетная нагрузка Р трехфазной кабельной линии составляет 0,4 МВт, коэффициент мощности для нагрузок сети одинаков и равен . Произвести расчет кабельной линии напряжением 10 кВ на потерю, напряжения с учетом индуктивных сопротивлений (кабель с алюминиевыми жилами). Длина линии . Допустимая потеря напряжения .
Определяем моменты полных и реактивных нагрузок участков линии:

Коэффициент .
Среднее индуктивное сопротивление .
Определяем расчетную величину потери напряжения

Коэффициент .
Определяем сечение линии

Принимаем ближайшее сечение, по допустимым токовым нагрузкам, равным 16 мм 2 .
Проверяем расчетную величину потери напряжения

Проверочный расчет показывает, что принятое сечение удовлетворяет расчетное условие.

Читайте так же:
Схема двухполюсного выключателя с подсветкой

ВОЗДУШНЫЕ ЛИНИИ НАПРЯЖЕНИЕМ 6 кВ

Сечение проводов линии рассчитывают по заданной (допустимой) величине потери напряжения с учетом индуктивности линии.
Пример. Расчетная нагрузка Р воздушной трехфазной линии составляет 0,63 МВт, коэффициент мощности для нагрузок сети одинаков и равен . Произвести расчет воздушной линии 6 кВ (в населенной местности) на потерю напряжения с учетом индуктивности проводов. Материал провода — алюминий. Длина линии . Допустимая потеря напряжения .
Определяем моменты полных и реактивных нагрузок участков линии:

Коэффициент .
Среднее индуктивное сопротивление .
Определяем расчетную величину потери напряжения

Коэффициент .
Минимальное сечение линии

Принимаем ближайшее сечение, по условиям механической прочности для ВЛ 6 кВ, равным 35 мм 2 .
Проверяем расчетную величину потери напряжения

Проверочный расчет показывает, что принятое сечение удовлетворяет расчетное условие.
Для снижения потери напряжения до 1,5% (величина, принятая в расчетах) сечение провода принимается равным 95 мм 2

КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ НАПРЯЖЕНИЕМ 6 кВ

Рассчитаем сечение кабельной линии по заданной (допустимой) величине потери напряжения с учетом индуктивности линии.
Пример. Расчетная нагрузка Р трехфазной кабельной линии составляет 1,0 МВт, коэффициент мощности для нагрузок сети одинаков и равен . Произвести расчет кабельной линии напряжением 6 кВ на потерю напряжения с учетом индуктивных сопротивлений. Кабель с алюминиевыми жилами. Длина линии . Допустимая потеря напряжения .
Определяем моменты полных и реактивных нагрузок участков линии:

Коэффициент .
Среднее индуктивное сопротивление .
Определяем расчетную величину потери напряжения

Коэффициент .
Сечение жил кабеля

Принимаем ближайшее сечение, по условию допустимой токовой нагрузки, равным 35 мм 2 . Проверяем расчетную величину потери напряжения

Проверочный расчет показывает, что принятое сечение удовлетворяет расчетное условие.
Для снижения потери напряжения до 2,5% (величина, принятая в расчетах) сечение жил кабельной линии принимается равным 95 мм 2

ВОЗДУШНЫЕ ЛИНИИ НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 1 кВ

Сечение провода воздушной линии определяют по заданной потере напряжения с учетом индуктивности линии.
Пример. Расчетная активная нагрузка Р = 20 кВт, коэффициент мощности . Произвести расчет воздушной линии напряжением 0,4 кВ на потери напряжения с учетом индуктивности сопротивлений. Длина линии . Материал провода — алюминий. Принимаем допустимые отклонения напряжения — 2,5%.
Определяем моменты активных и реактивных нагрузок участка линии:

Коэффициент .
Среднее индуктивное сопротивление .
Определяем расчетную величину потери напряжения

Коэффициент .
Определяем сечение провода

Принимаем ближайшее сечение, по условию механической прочности и допустимой токовой нагрузки, равным 70 мм 2 .
Проверяем расчетную величину потери напряжения

Проверочный расчет показывает, что принятое сечение удовлетворяет расчетное условие.

КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 1 кВ

Сечение кабельной линии определяют по заданной потере напряжения с учетом индуктивности линии.
Пример. Расчетная активная нагрузка Р трехфазной кабельной линии составляет 45 кВт, коэффициент мощности . Произвести расчет кабельной линии напряжением 0,4 кВ на потерю напряжения с учетом индуктивности сопротивлений. Длина линии . Кабель с алюминиевыми жилами. Принимаем допустимые отклонения напряжения — 2,5%.
Определяем моменты полных и реактивных нагрузок участка линии:

Коэффициент .
Среднее индуктивное сопротивление .
Определяем расчетную величину потери напряжения

Коэффициент .
Определяем сечение жил кабеля

Принимаем ближайшее сечение (не ниже табличных данных) равным 185 мм 2 .
Проверяем расчетную величину потери напряжения

Проверочный расчет показывает, что принятое сечение удовлетворяет расчетное условие.

ЛИНИИ ДЛЯ ОСВЕТИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ

Пример. Расчетная нагрузка магистрали, питающей осветительную сеть, Р = 30 кВт. Расчетное значение (располагаемая потеря напряжения, проц., от номинального напряжения приемников при коэффициенте загрузки, трансформатора мощностью 400 кВА и при ) равно 4,6%, что при напряжении трехфазной сети у ламп U = 380/220 В даст допустимое снижение напряжения — 2,5% от номинального напряжения U ламп. Принимаем расчетный предел отклонения напряжения у ламп рабочего освещения . Сеть трехфазная с нулем напряжением 380/220 В. Провода с алюминиевыми жилами, проложенными в трубе. Длина линии . Определить сечение проводов линии.
Определяем момент нагрузки

По табл. 12-9 находим коэффициент С=44.
Определим сечение проводов трехфазной сети освещения с нулевым проводом

Проверяя результат по табл. 12-11, находим сумму моментов нагрузки ( ) и при заданной потере напряжения находим (в табл. 12-11 ближайшее значение ).
Проверочный расчет показывает, что принятое сечение удовлетворяет расчетное условие.
Аналогично выполняют расчет для однофазной двухпроводной сети освещения и для трехпроводной сети (две фазы с нулевым проводом), при которых соответственно меняются коэффициенты С и α (при ответвлениях, см табл. 12-10).

СМЕШАННЫЕ СИЛОВЫЕ И ОСВЕТИТЕЛЬНЫЕ СЕТИ

Пример. Расчетная мощность трехфазной сети напряжением 380 В выполнена кабелем с алюминиевыми жилами (силовая и осветительная сеть): . Помещение взрывоопасное — В-1б.
Определяем сумму реактивных нагрузок

Определяем нагрузку участка сети

Сила тока в линии

По условию допустимой токовой нагрузки принимаем сечение жилы равным 4 мм 2 .
Потеря напряжения в линии .
По таблице коэффициент потери напряжения k = 3,23.
Полученный результат проверяем по табличным данным потери напряжения от номинального напряжения приемников.

голоса
Рейтинг статьи
Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector