Расчёт кабеля 10 кВ

[SKIner]

Уважаемые коллеги, кто подскажет как рассчитать сечение кабеля для напряжения 10 кВ, прокладываемого от Понизительной подстанции до КТП. Длина 1120 м. Проектируемая подстанция на два тр-ра по 750 кВа, в общем на 1500 кВт, но на данный момент будет установлен только один из двух трансформаторов.  Данная КЛ рассчитана для электроснабжения 1 из двух трансформаторов (одну секцию шин), а другая временно в резерве (кабель до второго тр-ра будет проложен в перспективе). Вопрос, как рассчитать  его сечение исходя из потерь напряжения и нужно ли при этом учитывать нагрузку  одного тр-ра 750 кВА или с учётом сразу двух 1500?

[grossel]

Обращаю внимание, что отечественная промышленность выпускает силовые трансформаторы со шкалой мощностей согласно шкале предпочтительных чисел, а именно …400кВА;630кВА и 1000кВА…Тоесть мощности 750 кВА нет и нужно согласно расчета выбирать ближайшую с учетом коэффициента загрузки, учитывая, что номинальная мощность каждого трансформатора двухтрансформаторной подстанции, как правило, определяется аварийным режимом работы подстанции: при установке двух трансформаторов их мощность выбирается такой, чтобы при выходе из работы одного из них, оставшийся в работе трансформатор с допустимой аварийной перегрузкой, мог обеспечить нормальное электроснабжение потребителей.
Исходя из этого рассмотрим, как вариант, силовые трансформаторы мощностью 630кВА и 1000кВА.
Мощность трансформаторов на ТП определяется по формуле:
                Sтр = Рр/2 Кз cos f , тогда
                Рр₁= 2Sтр₁* Кз* cos f = 2*1000*0,7*0,98=1372 кВт (для 2х1000кВА)
                Рр₂= 2Sтр₂* Кз* cos f = 2*630*0,7*0,98=864,4 кВт  (для 2х630кВА)
где Рр - полная расчетная мощность , кВт (для тр-ров мощностью 1000 и 630кВА соответственно);
 Кз-коэффициент загрузки трансформаторов ТП (принимается 0,7 для двухтрансф. ТП);         2 - число трансформаторов на ТП, шт.;
сos f = 0,98 - коэффициент мощности с учетом компенсации перетока реактивной мощности с помощью ККУ на стороне РУ-0,4 кВ.
С учетом того, что в нормальном режиме коэффициент загрузки трансформаторов ТП принимается равным 0.7, в аварийном режиме любой из трансформаторов с учетом допустимой перегрузки (до 40 %) обеспечит полностью необходимую мощность, так как:
                                                     ∑Рр.≤ 1,4 Sтр.
Так-как питающие кабели должны выбираться с учетом работы ТП в послеаварийном режиме, то сечение оставшегося кабеля должно обеспечивать работу подстанции и нормальное электроснабжение потребителей (а именно подключение полной расчетной мощности потребителей).
В начальный период при установленном одном трансформаторе, он обеспечит подключение потребителей мощностью:
          1)   Рр₁= Sтр₁* Кз* cos f = 1000*0,95*0,98= 931 кВт (для 1000кВА)
          2)   Рр₂= Sтр₂* Кз* cos f = 630*0,95*0,98= 586,5 кВт(для 630кВА)
Расчет по выбору питающего кабеля согласно методике предложеной в Справочнике И.Ф.Шаповалова см. вложение (имеется пример только на украинском языке). Там же см. и Справочник по расчету И.Ф.Шаповалова-стр.82 для кабельной линии 10кВ.

[swesla]

Кабели выше 1 кВ также проверяются на нагрев при кз. Во вложении пример расчета
Если питание КТП осуществляется непосредственно на силовые трансы, то сечение кабеля выбирается по мощности трансформатора с учетом длительно доп. перегрузки (5%). Если КТП питается через РП, т.е. есть два ввода с 2-мя секциями, есть СР (или СВ) и есть отход. линии к КТП, то тогда нужно сечение кабеля вводов РП выбирать, исходя из условия максимальной нагрузки, т.е. по одному вводу питается нагрузка 2-х секций. Как-то так..

[SKIner]

Прежде всего, спасибо за исчерпывающий ответ!
Исходя из того, что написано выше grossel, я заключаю:
1. Исходя из максимальной нагрузки по ТУ на ТП - 1500 кВт, трансформаторы для неё необходимо выбрать 2х1000 кВА.
2. Сечение кабеля (АСБл-10 кВ-3х95) при длине трассы 1, 12 км, т,к Mр=1,5*0,95*1,12=1,596 МВА*км
                                                                                                                 Mq=1,5*0?32*1?12=0,534 Мвар*км
дельтаUa=31,6*1,596/7=7,3 мм

Кабель сечением 7,3 мм (по моим понятиям ну очень маленького сечения для такой трассы) !!!!!!
По ТУ, которые я смотрел для похожих условий брали кабель ААБл-10-3х240 (!!!), могу ли я доверять своим расчётам?
Я планирую кабель , ну никак не меньше ААБл-10-3*95 мм
Проверка: дельтаUa=31,6*1,596/95=0,53%

Если я в чём-то ошибаюсь, то поправьте меня. 

[boss]

Кабеля 10кВ выбирают с учетом термической стойкости к токам КЗ. Иногда в ТУ указывают минимальное сечение.
Кто делает релейку пускай посчитает необходимое сечение кабеля.

[Андрюха РЗА]

SKIner, у меня получился ток нагрузки порядка 85А  (1500 кВт / (10,5 кВ*1,732*0,98). Подходит даже АСБ-3х50 (Ідоп=105А по лету и Ідоп=125А по зиме при прокладке в воздухе)
Что же касается термической устойчивости, о которой говорит коллега swesla, то для ее расчета нужно знать какие защиты стоят на Вашей ГПП (тип выключателя, тип реле защиты, уставки по току и по времени). в общем случае формула следующая: Ітерм = І к.з.(3)max*корень (tс.з.+ tc.в), где
І к.з.(3)max - ток 3-фазного к.з. на шинах ГПП в максимальном режиме работы системы.
tс.з. - уставка по времени защиты;
tc.в - собственное время работы выключателя (0,15 с - для масленника , и 0,025 с - для вакуумника).
И вот для Вашего выбранного кабеля І терм. доп должно быть больше чем эта расчетная цифра.
Ну и потом уже нужно будет проверить этот кабель по потерям напряжения.

[grossel]

ДЛЯ РФ (в ПУЭ-2014 Украины нет выбора по экономической плотности для КЛ):
КЛ выбирают:
- по длительно допустимому току
- по экономической плотности тока
КЛ выше 1 кВ проверяются по условиям короткого замыкания, плюс КЛ проверяют по падению напряжения в линии:
а) по длительно доп току - считаешь рабочий ток своей линии, потом по таблицам главы 1.3 ПУЭ выбираешь сечение будущей кабельной линии (в зависимости от материала жилы - медь или алюминий);
потом открываешь пункт 1.3.25 того же ПУЭ и совместно с таблицей 1.3.36 используешь формулу для определения сечения.
Для выбора сечения по условиям короткого замыкания тебе нужно знать ток короткого замыкания на шинах ТП к которой будешь подключатся, а также время действия защиты и отключения выключателя на этой ТП,
подставляешь эти данные в формулу S=Iкз/С*√Tзащ, где
Iкз - ток КЗ на шинах ТП
C - коэф., зависящий от материала проводника (90 для алюминия, 140 для меди)
Tзащ - время срабатывания защиты + время отключения выключателя  (Тзащ= tс.з + ∆t);
плюс перед расчетом смотрим пункт 1.4.3 - не попадает ли наш случай в исключения, если да - забиваем на расчет по КЗ.

Смотрим на получившиеся сечения и выбираем максимальное из них (округляем в большую сторону).

Потом уже получившееся сечение проверяем по падению напряжения в линии.
Из опыта могу сказать, что определяющее значение для сечения КЛ 6(10)кВ является расчет по КЗ.
Или пользуешся рекомендациями Андрюхи РЗА.
В примере выше, я выполнил проверку (по Шаповалову) по падению напряжения в кабеле для уже известной нагрузки и исходя из сказанного выше для проверки выбранного кабеля.

[SKIner]

Для выбора сечения по условиям короткого замыкания тебе нужно знать ток короткого замыкания на шинах ТП к которой будешь подключатся, а также время действия защиты и отключения выключателя на этой ТП,
подставляешь эти данные в формулу S=Iкз/С*√Tзащ, где
Iкз - ток КЗ на шинах ТП
C - коэф., зависящий от материала проводника (90 для алюминия, 140 для меди)
Tзащ - время срабатывания защиты + время отключения выключателя  (Тзащ= tс.з + ∆t);[/quote

1.Ток КЗ на шинах ТП имеется в виду КТП, которая электроснабжается по данному кабелю или же ячейка в  ПС 110/10, которая защищает данный кабель, к которой он подключается ?
2. Tзащ, эту информацию можно получить у производителя КТП или нуж но рассчитать, исходя из мощности трансформаторов?

[grossel]

При проектировании необходимо выполнять расчет релейной защиты проектируемых линий электроснабжения КТП. Так-как по питающему кабелю проходит ток нагрузки и РЗА установлена в ячейках на РП(ПС) с которых КТП запитуется, то необходимо определить ток КЗ в конце защищаемой линии (на шинах РУ-10кВ КТП) и время прохождения тока до срабатывания защиты (Тзащ). Для этого нужно запросить данные в энергоснабжающей организации по значению тока КЗ на шинах РП(ПС) в max и min режимах для определения Z (³)cmax и Z (³)cmіn (сопротивление системы):

         а)           Z^(³)_cmax = Uc / √3хI^(³)_max;      Uc=10500В
                                                 
         б)          Z^(³)_{c mіn} = Uc / √3хI^(³)_min.     
                                             
Также понадобятся данные о вышестоящей защите по направлению к источнику питания (для увязки по селективности со своей рассчитываемой нижестоящей защитой).
Дальше нужно для предварительно выбранному по нагрузке и проверненому по падению напряжения кабелю определить его полное сопротивление от РП(ПС) до КТП:       

        а)       r_кл = L x r_o 
                      б)      X_кл = L x X_o
и полное сопротивление участка приняв для системы Х_с=Z_c:
              а)    Z_уч.max = √  r ²_кл + (X _{c max} + Х_кл)² 
              б)    Z _уч.min = √  r ²_кл + (X _{c min} + Х_кл)²
Тогда ток КЗ в конце линии (на шинах РУ КТП):
              а)  I^(³)_{к1 mах} = Uн / √3 х Z_уч.max/√3 х Z_уч.max       Uн=10000В
                                         
         где, Uн- номинальное напряжение в сети, В
              б)  I^(³)_{к1 mіn} = Uн / √3 х Z_уч.min                                             
Ну и так дальше, и в зависимости от устройства РЗА определяют время Тзащ