Проектирование системы электроснабжения промышленного предприятия

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Определение расчетных электрических нагрузок предприятия

1.1 Краткая характеристика потребителей электроэнергии и среды производственных помещений

1.2 Определение расчетных электрических нагрузок по цехам предприятия

1.3 Определение расчетной электрической нагрузки предприятия в целом

2 Построение картограммы электрических нагрузок

3 Выбор и расчет системы внешнего электроснабжения

3.1 Выбор числа и мощности трансформаторов для системы внешнего электроснабжения

3.2 Определение рационального напряжения системы внешнего электроснабжения

3.3 Вариант 1. U_ном = 220 кВ

3.4 Вариант 2. U_ном = 35 кВ

3.5 Технико-экономический расчет выбранных линий

3.6 Технико-экономическое сравнение вариантов внешнего электроснабжения

4. Система внутреннего электроснабжения завода

4.1 Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых ТП

4.2 Определение потерь мощности в трансформаторах

4.3 Компенсация реактивной мощности на высокой стороне цеховых трансформаторов и определение расчетных нагрузок линий распределительной сети

4.4 Выбор и проверка сечений линий распределительной сети

4.5 Выбор выключателей отходящих линий

4.6 Технико-экономический анализ схемы внутреннего электроснабжения

4.7 Сравнение и окончательный выбор варианта электроснабжения завода

5. Выбор и проверка электрических аппаратов, изоляторов и токоведущих частей

5.1 Выключатели

5.2 Выключатели на отходящих линиях

5.3 Выбор разъединителей

5.4 Предохранители

5.5 Трансформаторы тока

5.6 Трансформаторы напряжения

5.7 Шины ЗРУ

5.8 Шинные изоляторы ЗРУ

5.9 Выбор трансформаторов собственных нужд подстанции

Заключение

Список использованных источников

Введение

Огромное количество электроэнергии, вырабатываемое генераторами различных типов электростанций, передается потребителям. Передача электроэнергии от источников к потребителям производится энергетическими системами, объединяющими несколько электростанций. Энергосистемы продолжают оставаться основными источниками электроснабжения потребителей электроэнергии, в том числе наиболее энергоемких, каковыми являются промышленные предприятия. Вся система распределения и потребления электроэнергии, получаемой от энергосистем, строится таким образом, чтобы удовлетворялись основные требования электроприемников, находящихся у потребителей.

Внутренние сети промышленных предприятий, являясь продолжением сетей энергосистем, обеспечивает электроснабжение цехов и технологических агрегатов, отдельных электроприемников и подразделяются на межцеховые и внутрицеховые. Небольшие предприятия получают питание от ближайших подстанций энергосистем по одной - двум линиям 6-10 кВ и имеют простейшие внутренние сети. Ввиду большого количества таких небольших предприятий вопросы рационального проектирования сетей для них являются весьма существенными. На конфигурацию сети предприятия, число подстанций и их мощность решающим образом влияют характер и величины нагрузок. Схемы электроснабжения, включая количество и расположения подстанций, величины напряжений сетей, мощность трансформаторов определяются расчетной величиной и характером графика электрической нагрузки предприятия, а так же особенностями данного производства и генеральным планом предприятия.

Электрические нагрузки промышленных предприятий зависят от вида и количества выпускаемой продукции, от технологии и организации производства, от требований по обеспечению условий труда рабочих и санитарно-гигиенических режимов данного производства.

Надежность электроснабжения достигается благодаря бесперебойной работе всех элементов энергосистемы и применению ряда технических устройств как в системе, так и у потребителей: устройств релейной защиты и автоматики, автоматического ввода резерва (АВР) и повторного включения (АПВ), контроля и сигнализации.

Качество электроснабжения определяется поддержанием на установленном уровне значений напряжения и частоты, а также ограничением значений в сети высших гармоник и несинусоидальности и несимметричности напряжений.

Экономичность электроснабжения достигается путем разработки совершенных систем распределения электроэнергии, использования рациональных конструкций комплектных распределительных устройств и трансформаторных подстанций и разработки оптимизации системы электроснабжения. На экономичность влияет выбор рациональных напряжений, оптимальных значений сечений проводов и кабелей, числа и мощности трансформаторных подстанций, средств компенсации реактивной мощности и их размещение в сети.

Реализация этих требований обеспечивает снижение затрат при сооружении и эксплуатации всех элементов системы электроснабжения.

Технологический процесс производства непосредственно влияет на величину и характер графика нагрузки предприятия. Производство, использующее в основном сравнительно мелкое оборудование, например цехи механической обработки металлов с большим количеством токарных и других металлорежущих станков, имеют сравнительно спокойный график нагрузки в течении рабочей смены.

Таким образом, для создания схемы электроснабжения и рационального выбора средств конструктивного решения сетей предприятия необходимо подробно изучать особенности технологического процесса данного предприятия, уметь достаточно точно определять величина нагрузок и характер их графика.

Так как каждое промышленное предприятие находится в состоянии непрерывного развития, система электроснабжения должна быть гибкой, допускать постоянное развитие технологии, рост мощности предприятий и изменение производственных условий. Это отличает систему распределения электроэнергии на предприятиях от районных энергосистем, где процесс развития также имеет место, однако места потребления электроэнергии и формы ее передачи более стабильны.

1. Определение расчетных электрических нагрузок

1.1 Краткая характеристика потребителей электроэнергии и среды производственных помещений

Основными определяющими факторами при проектировании системы электроснабжения промышленного предприятия должны быть характеристики источников питания и потребителей электрической энергии. В первую очередь требование к бесперебойности электроснабжения с учетом возможности обеспечения резервирования в технологической части проекта, требование электробезопасности.

Исходя из вышесказанного, производим краткую характеристику потребителей электрической энергии промышленного предприятия, которая представлена в виде трехфазной нагрузки напряжением 0,4 и 10 кВ, и среды производственных помещений. Результаты сводим в таблицу 1.1.

Таблица 1.1 - Краткая характеристика потребителей электрической энергии и среды производственных помещений

Номер по плану	Наименование цеха	Категория по степени надежности	Среда производственного помещения
Потребители на 0,4 кВ
1	Литейный цех	II,III	жаркая
2	Кузнечный цех	II,III	нормальная
3	Электроцех	II,III	нормальная
4	Термический цех	II,III	жаркая
5	Насосная	II	нормальная
6	Заводоуправление	III	нормальная
Потребители на 10 кВ
1	Литейный цех	I,II	жаркая
2	Кузнечный цех	II	нормальная

Следующим шагом при проектировании промышленного предприятия является определение расчетных электрических нагрузок каждого цеха предприятия. Данный расчет производим с помощью метода коэффициента спроса, который дает удовлетворительные результаты при больших значениях коэффициента использования и электроприемниках с небольшими различиями в номинальных мощностях и показателях режима работы. Метод рекомендован для предварительных расчетов и определения общезаводских нагрузок.

1.2 Определение расчетных электрических нагрузок по цехам предприятия

Производим расчет электрических нагрузок для цеха главного корпуса. Для удобства записи далее по тексту индексацию производим в соответствии с номером цеха по плану.

Рассчитываем активную низковольтную силовую нагрузку для цеха №1 , кВт по формуле

, (1.1)

Где К_с - средневзвешенный коэффициент спроса (берем из справочной литературы [3]); Р_нi - номинальная нагрузка цеха, кВт.

Подставляя значения в вышеуказанную формулу (1.1), получаем

.

Полученное значение сводим в таблицу 1.2.

Рассчитываем реактивную низковольтную силовую нагрузку цеха , квар по формуле

, (1.2)

Где tgц_i - средневзвешенный коэффициент, соответствующий cosц_i, (берем из справочной литературы [3]).

Подставляя значения в вышеуказанную формулу (1.2), получаем

.

Полученное значение сводим в таблицу 1.2.

Далее находим расчетные электрические нагрузки освещения цеха.

Рассчитываем расчетную активную нагрузку освещения цеха , кВт по формуле

, (1.3)

где Р_уд.i - удельная мощность осветительной нагрузки, Вт/м² (принимаем из приложения Б); F_i - площадь цеха по плану, м²; К_соi - средневзвешенный коэффициент спроса на освещение, принимаемый в зависимости от степени зрительной нагрузки; n - количество этажей.

Площадь каждого цеха рассчитываем в зависимости от заданного масштаба по плану.

Подставляя значения в вышеуказанную формулу (1.3), получаем

.

Полученное значение сводим в таблицу 1.2.

Находим расчетную реактивную нагрузку освещения цеха , квар по формуле

, (1.4)

где tgц₀ - средневзвешенный коэффициент, соответствующий cosц₀, (принимаем для ламп ДРЛ tgц₀ = 0,33).

Подставляя значения в вышеуказанную формулу (1.4), получаем

.

Полную расчетную нагрузку низковольтного оборудования и освещения цеха , кВ•А рассчитываем по формуле

, (1.5)

.

Полученные значения сводим в таблицу 1.2.

Расчет высоковольтной нагрузки, которая представлена на предприятии электроприемниками напряжением 10 кВ, производим по аналогичным формулам (1.1), (1.2) и сводим в таблицу 1.2. Полную расчетную нагрузку высоковольтного оборудования цеха №1 , кВ•А находим по формуле

, (1.6)

.

Полученное значение сводим в таблицу 1.2.

Далее рассчитываем площадь территории наружного освещения F_терр.о., м² по формуле

, (1.7)

где F_терр.У - суммарная площадь промышленного предприятия, м²; УF_цехов - суммарная площадь всех цехов, м².

Подставляя значения в вышеуказанную формулу (1.7), получаем

.

Полученное значение также сносим в таблицу 1.2.

Так как полученное значение F_терр.о. меньше 200000 м², то удельную мощность осветительной нагрузки наружного освещения принимаем равной Р_уд.осв. = 0,22 Вт/м². Средневзвешенный коэффициент спроса на наружное освещение принимаем равным К_со.нар. = 1.

Расчетную активную нагрузку наружного освещения , кВт рассчитываем по формуле

, (1.8)

.

Расчетную реактивную нагрузку наружного освещения , квар рассчитываем по формуле

, (1.9)

где tgц₀ - средневзвешенный коэффициент, соответствующий cosц₀, (принимаем для ламп ДРЛ tgц₀ = 0,33).

Подставляя значения в вышеуказанную формулу (1.9), получаем

.

Полную нагрузку внешнего освещения S_{ро.терр.}, кВ•А находим по формуле

, (1.10)

.

Полученные значения также сносим в таблицу 1.2.

1.3 Определение расчетной электрической нагрузки предприятия в целом

Далее по приближенным формулам находим активные ?Р_ц.тр., кВт и

реактивные ?Q_ц.тр., квар потери в цеховых трансформаторах соответственно

, (1.11)

, (1.12)

,

.

Рассчитываем суммарную активную высоковольтную и низковольтную нагрузки по всем цехам с учетом освещения и потерь мощности в цеховых трансформаторах по формуле

, (1.13)

где К_рм - коэффициент разновременности максимума, указывающий на несовпадение максимумов низковольтной и высоковольтной нагрузок (принимаем для активной и реактивной мощностей К_рм = 0,95).

Подставляя значения в вышеуказанную формулу (1.13), получаем

.

Рассчитываем суммарную реактивную высоковольтную и низковольтную нагрузки по всем цехам с учетом освещения и потерь мощности в цеховых трансформаторах по формуле

, (1.14)

.

Находим естественный годовой tgц_{ест.год.}

, (1.15)

где Т_ма - время потребления максимума активной энергии, часы (выбираем из справочной литературы [3]); Т_мр - время потребления максимума реактивной энергии, часы (выбираем из справочной литературы [3]).

Подставляя значение в формулу (1.15), получаем

.

В связи с тем, что tgц_{ест.год.} не соответствует нормируемому значению tgц_норм = 0,33, производим компенсацию реактивной мощности.

Находим среднегодовую потребляемую активную мощность Р_сг, кВт по формуле

, (1.16)

где Т_г - время работы предприятия в зависимости от количества смен, часы/год (выбираем из справочной литературы [3]).

Подставляя значение в формулу (1.16), получаем

.

Далее рассчитываем мощность компенсирующего устройства по формуле

, (1.17)

.

Находим потери активной мощности в компенсирующем устройстве по приближенной формуле

, (1.18)

.

Определяем активную и реактивную мощности, потребляемые предприятием, по формулам соответственно

, (1.19)

, (1.20)

,

.

Рассчитываем полную мощность , кВ·А с учетом компенсации по формуле

, (1.21)

.

Далее по приближенным формулам находим активные ?Р_тр.гпп, кВт и реактивные ?Q_тр.гпп, квар потери в трансформаторах ГПП соответственно

, (1.22)

, (1.23)

,

.

Определяем полную мощность питающей линии , кВ·А с учетом потерь в трансформаторах ГПП по формуле

, (1.24)

.

Таблица 1.2 - Определение расчетных электрических нагрузок по цехам предприятия

№	Наименование цехов	Рн, кВт	kc	cosц	tgц	Pp, кВт	Qp, квар	F,м2	Pyg, Вт/м2	Pном, кВт	kсо	Рро, кВт	Qp, квар	Pобщ , кВт	Qобщ, квар	Sобщ, кВА
	Силовая нагрузка 0,4 кВ	Освещение
1	Литейный цех	1256	0,6	0,6	1,33	753,6	1004,8	1267,6	14,3	18,1	0,95	17,2	5,7	770,8	1010,5	1271
2	Кузнечный цех	850	0,6	0,75	0,88	510,0	449,8	381,3	14,3	5,5	0,95	5,2	1,7	515,2	451,5	685
3	Электроцех	550	0,5	0,8	0,75	275,0	206,3	758,2	14,3	10,8	0,95	10,3	3,4	285,3	209,6	354
4	Термический цех	1100	0,5	0,6	1,33	550,0	733,3	772,4	14,3	11,0	0,95	10,5	3,5	560,5	736,8	926
5	Насосная	640	0,65	0,8	0,75	416,0	312,0	289,8	18,2	5,3	0,95	5,0	1,7	421,0	313,7	525
6	Заводоуправление	590	0,6	0,8	0,75	354,0	265,5	1416,4	19,5	27,6	0,95	26,2	8,7	380,2	274,2	469
	Освещение территории							13649,5	0,22	3,0	1	3,0	1,0	3,0	1,0	3,2
	Всего	4986				2859	2971,7	18535,1		81		77	25,6	2936	2997	4233
	Силовая нагрузка 10 кВ
1	Литейный цех	4500	0,6	0,6	1,33	2700,0	3600,0							2700,0	3600,0	4500
2	Кузнечный цех	2650	0,6	0,75	0,88	1590,0	1402,2							1590,0	1402,2	2120
	Всего	7150				4290	5002,2							4290	5002	6620
	Итого	12136				7149	7973,9							7226	7999	10853

Размещено на http://www.allbest.ru/

2. Построение картограммы электрических нагрузок

Для определения местоположения ГПП (ГРП) при проектировании системы электроснабжения на генеральный план промышленного предприятия наносим картограмму нагрузок, которая представляет собой размещенные на генплане окружности, причем площади, ограниченные этими окружностями, в выбранном масштабе равны расчетным нагрузкам цехов. Для каждого цеха наносим свою окружность, центр которой совпадает с центром нагрузок цеха.

Главную понизительную и цеховые подстанции располагаем как можно ближе к центру нагрузок, так как это позволяет приблизить высокое напряжение к центру потребления электрической энергии и значительно сократить протяженность, как распределительных сетей высокого напряжения завода, так и цеховых электрических сетей низкого напряжения, уменьшить расход проводникового материала и снизить потери электрической энергии.

Рассчитываем в выбранном масштабе радиус окружности цеха, соответствующий расчетной нагрузке S_рi, кВ•А i - го цеха по формуле

, (2.1)

где Р_р.i - полная мощность i - го цеха, кВ•А; m - выбранный масштаб для определения площади круга, постоянный для всех цехов предприятия (принимаем масштаб m = 0,2 кВ•А/мм²).

Подставляя значения вышеуказанную формулу (2.1), получаем

.

Расчет радиусов окружностей для остальных цехов завода производим по аналогичной формуле (2.1) и сводим в таблицу 2.1.

Силовые нагрузки до 1 кВ и выше изображаем отдельными кругами. Считаем, что нагрузка по цеху распределена равномерно, поэтому центр нагрузок совпадает с центром тяжести фигуры, изображающей цех в плане.

Осветительную нагрузку наносим в виде сектора круга, изображающего нагрузку до 1 кВ. Угол вышеуказанного сектора б для i - го цеха определяем по формуле

, (2.2)

где Р_ро.i - полная мощность осветительной нагрузки i - го цеха, кВ•А.

Подставляя значения вышеуказанную формулу (2.2), получаем

.

Расчет углов секторов окружностей для остальных цехов завода производим по аналогичной формуле (2.2) и сводим в таблицу 2.1.

Таблица 2.1 - Расчет картограммы и определение центра электрических нагрузок

Номер цеха	Ррi, кВт	Ррoi , кВт	ri, мм	босвi, град	xi, м	yi, м	Р·х, кВт·м	Р·у, кВт·м
Потребители напряжением 0,4 кВ
1	770,8	17	35	8	135	88	104330	67545
2	515,2	5	29	4	26	70	13227	35943
3	285,3	10	21	13	36	20	10191	5653
4	560,5	10	30	7	138	41	77113	22837
5	421,0	5	26	4	92	68	38537	28785
6	380,2	26	25	25	61	92	23133	35123
Потребители напряжением 10 кВ
1	2700	-	66	-	135	88	365442	236595
2	1590	-	50	-	26	70	40822	110930
Итого	7223	74			93	75	672795	543412

На генплан завода произвольно наносим оси координат и определяем для каждого цеха координаты по оси абсцисс х_i, м и оси ординат у_i, м.

Рассчитываем координаты центра электрических нагрузок завода Х_о, м и У_о, м по формулам соответственно

, (2.3)

,

, (2.4)

.

По полученным координатам место центра электрических нагрузок почти находится в центре завода. Это место подходит для установки ГПП или ГРУ, так как достаточно свободной площади для монтажа и эксплуатации (метод глубокого ввода). Картограмма нагрузок показана на рисунке 2.1.

Рисунок 2.1. Картограмма нагрузок

3. Выбор и расчет системы внешнего электроснабжения

3.1 Выбор числа и мощности трансформаторов для системы внешнего электроснабжения

Учитывая, наличие на проектируемом предприятии потребителей I и II категории по бесперебойности электроснабжения, согласно ПУЭ для внешнего электроснабжения предусматриваем две линии (с двумя трансформаторами связи с энергосистемой в случае сооружения ГПП). Пункт приема электроэнергии от внешних сетей ГПП или ГРП размещается на территории завода в соответствии с расчетным центром электрических нагрузок. Место расположения ГПП (ГРП) нанесено на листе 1 графической части. Питание завода осуществляется от подстанции энергосистемы воздушными линиями.

Выбор мощности трансформаторов ГПП производим по расчетной мощности завода с учетом коэффициента загрузки трансформатора в нормальном и аварийном режимах, а также с учетом перегрузочной способности трансформаторов.

Выбор мощности трансформаторов производим по формуле

. (3.1)

Из стандартного ряда номинальных мощностей выбираем трансформатор мощностью 6300 кВ•А.

Выбираем из справочной литературы [2] масляный трансформатор типа ТМН-6300.

Определяем коэффициент загрузки выбранного трансформатора в нормальном и аварийном режимах по формулам соответственно:

, (3.2)

. (3.3)

Выбранный трансформатор проходит по коэффициенту загрузки в нормальном и аварийном режиме.

3.2 Определение рационального напряжения системы внешнего электроснабжения

При решении задачи выбора рационального напряжения предварительно определяем нестандартное рациональное напряжение по формулам

а) формула Стилла

, (3.4)

где l - расстояние от источника питания до завода, км; Р_зав - активная мощность, потребляемая заводом, МВт.

б) формула С.Н. Никогосова

. (3.5)

в) формула Ларионова

, (3.6)

где Р_оц - мощность одной цепи, равная половине мощности завода, МВт.

Подставляя численные значения в формулы (3.4)-(3.6), получаем

кВ,

кВ,

.

Следовательно, согласно напряжениям трехобмоточного трансформатора установленного на энергосистеме, ближайшие стандартные напряжения будут напряжения 220кВ/35кВ/10кВ.

Для системы внешнего электроснабжения выбираем следующие варианты напряжения питающей линии:

а) электроэнергия передается по воздушной линии от энергосистемы до завода на напряжение 220 кВ;

б) электроэнергия передается по воздушной линии от энергосистемы до завода на напряжение 35 кВ;

в) электроэнергия передается по воздушной линии от энергосистемы до завода на напряжение 10 кВ;

3.3 Вариант 1. U_ном = 220 кВ

Схема питания и исходные данные приведены на рисунке 3.1.

Рисунок 3.1 - Схема питания

3.3.1 Выбор сечения линии. Производим выбор линии электропередачи на напряжение 220 кВ.

Рассчитываем рабочий ток в линии I_л.расч, А по формуле

, (3.7)

.

Определяем максимальный расчетный ток линии I_л.max, А по формуле

, (3.8)

.

Намечаем сечение 240 мм². Выбор ЛЭП на напряжение 220кВ производим по следующим условиям:

- по допустимому нагреву расчетным током

, (3.9)

.

- по нагреву максимальным расчетным током

, (3.10)

.

Намечаем к сооружению из справочной литературы [2] двухцепную воздушную линию на железобетонных опорах с одновременной подвеской двух цепей, выполненную проводом марки АС-240 с I_доп = 610 А и l_ДU1% =17,5 км.

Сечение S = 240 мм² проходит по механической прочности и условиям короны.

Проверяем выбранную воздушную линию по допустимой потере напряжения по формуле

, (3.11)

где L_ДU1% - длина линии на 1 % потери напряжения при полной агрузке, км (принимаем из справочной литературы [2]); L_зад. - длина линии от системы до ГПП, км (принимаем из приложения А); ДU_доп% - допустимая потеря напряжения, % (для нормального режима работы линии ДU_доп% = 5%).

Подставляя значения в вышеуказанную формулу (3.11), получаем

.

Выбранное сечение линии S=240 мм² удовлетворяет всем вышеуказанным условиям (3.9), (3.10), (3.11) и является допустимым сечением по техническим условиям.

3.3.2 Выбор выключателей Q₁ и Q₂. Для выбора выключателей рассчитываем ток короткого замыкания в точке К1. Составляем принципиальную схему для данного варианта, представленную на рисунке 3.2.

Находим базисный ток, принимая базисную мощность равной мощности S_б = 1000 МВ·А, а напряжение равное среднему напряжению ступени U_б = U_ср.ст = 230 кВ, по формуле

, (3.12)

.

Рисунок 3.2 - Принципиальная схема

Схема замещения вышеуказанной принципиальной схемы представлена на рисунке 3.3.

Рисунок 3.3 - Схема замещения

Сопротивление системы в относительных базисных единицах находим по формуле

, (3.13)

.

Для упрощения записи формул в дальнейшем опускаем символы относительных базисных единиц «*».

Находим периодическую составляющую тока короткого замыкания I_по, кА по формуле

, (3.14)

где Е_с - ЭДС системы (принимаем Е_с = 1, в связи с тем, что мощность системы принимаем равной бесконечности).

Подставляя значения в вышеуказанную формулу (3.14), получаем

.

Находим действующее значение периодической составляющей тока короткого замыкания по формуле

, (3.15)

.

Из справочной литературы [1] выбираем масляный выключатель типа ВМТ-1000/220Б-20, с номинальными данными U_в.ном =220 кВ, I_{в.ном.дл}= 1000 А, I_{в.ном.отк} = 20 кА, и проверяем его по нижеуказанным условиям:

- по номинальному напряжению:

, (3.16)

.

- по номинальному току:

, (3.17)

.

- по номинальному току отключения:

, (3.18)

.

Данный выключатель соответствует расчетным условиям, занесенным в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 - Выбор выключателя ВМТ-1000/220Б-20

Условия выбора	Номинальные данные	Расчетные данные
UнвUн уст	220 кВ	220 кВ
IномIрmax	1000 А	25 А
Iн.откIр.отк	20 кА	2,9 кА

Выбранный выключатель удовлетворяет всем вышеуказанным условиям.

3.4 Вариант 2. U_ном = 35 кВ

Схема питания и исходные данные приведены на рисунке 3.4.

3.4.1 Выбор сечения линии. Производим выбор линии электропередачи на напряжение 35 кВ

Рассчитываем рабочий ток в линии I_л.расч, А по формуле (3.7)

.

Определяем максимальный расчетный ток линии I_л.max, А по формуле (3.8)

.

Рисунок 3.4 - Схема питания

Выбор ЛЭП на напряжение 35 кВ производим по следующим условиям:

- по допустимому нагреву расчетным током по формуле (3.9)

.

- по нагреву максимальным расчетным током по формуле (3.10)

.

Намечаем для сооружения из справочной литературы [2] две одноцепных воздушных линии на железобетонных опорах, выполненную проводом марки АС - 50 с I_доп = 210 А и l_ДU1% =1,48 км.

По механической прочности и условиям короны проходит сечение S = 50 мм².

Подставляя значения в вышеуказанную формулу (3.11), получаем

.

Выбранное сечение линии S = 50 мм² удовлетворяет всем вышеуказанным условиям (3.9), (3.10), (3.11) и является минимально допустимым сечением по техническим условиям.

3.4.2 Выбор выключателей Q₁ и Q₂. Для выбора выключателей рассчитываем ток короткого замыкания в точке К1. Составляем принципиальную схему для данного варианта, представленную на рисунке 3.5.

Рисунок 3.5 - Принципиальная схема

Схема замещения вышеуказанной принципиальной схемы представлена на рисунке 3.6.

Рисунок 3.6 - Схема замещения

Находим базисный ток, принимая базисную мощность равной мощности S_б = 1000 МВ·А, а напряжение равное среднему напряжению ступени U_б = U_ср.ст = 37 кВ, по формуле (3.12)

.

Сопротивление системы в относительных базисных единицах находим по формуле (3.16)

.

Рассчитываем сопротивление высшей обмотки трансформатора в относительных базисных единицах по формуле (по заданию 10 МВА)

, (3.19)

.

Сопротивление средней обмотки трансформатора принимаем приблизительно равной нулю .

Считаем, что трансформаторы работают в наихудшем из режимов - параллельном, в этом случае их эквивалентное сопротивление находим по формуле

. (3.20)

Находим периодическую составляющую тока короткого замыкания I_по, кА по формуле

, (3.21)

.

Находим действующее значение периодической составляющей тока короткого замыкания по формуле (3.15)

.

Из справочной литературы [3] выбираем масляный выключатель типа С-35М-630-10У1 с номинальными данными U_в.ном = 35 кВ, I_{в.ном.длит} = 630 А, I_{в.ном.отк} = 10 кА и проверяем его по нижеуказанным условиям:

- по номинальному напряжению, по формуле (3.16)

.

- по номинальному току нагрузки, по формуле (3.17)

.

- по номинальному току отключения, по формуле (3.18)

.

Данный выключатель соответствует расчетным условиям, занесенным в таблицу 3.2.

Таблица 3.2 - Выбор выключателя С-35М-630-10У1

Условия выбора	Номинальные данные	Расчетные данные
UнвUн уст	35 кВ	35 кВ
IномIрmax	630 А	159 А
Iн.откIр.отк	10 кА	2,1 кА

Выбранный выключатель удовлетворяет всем вышеуказанным условиям.

3.5 Вариант 2. U_ном = 10 кВ

Схема питания и исходные данные приведены на рисунке 3.7.

3.5.1 Выбор сечения линии. Производим выбор линии электропередачи на напряжение 10 кВ.

Рассчитываем рабочий ток в линии I_л.расч, А по формуле (3.10)

.

Определяем максимальный расчетный ток линии I_л.max, А по формуле (3.11)

.

Выбор ЛЭП на напряжение 10 кВ производим по следующим условиям:

- по допустимому нагреву расчетным током по формуле (3.12)

.

- по нагреву максимальным расчетным током по формуле (3.13)

.

Намечаем для сооружения из справочной литературы [2] две одноцепных воздушных линий на железобетонных опорах, выполненную проводом марки АС - 120 с I_доп = 375 А и l_ДU1% =0,57 км.

Рисунок 3.7 - Схема питания

По механической прочности и условиям короны проходит сечение S = 120 мм².

Подставляя значения в вышеуказанную формулу (3.14), получаем

.

Выбранное сечение линии S = 120 мм² является максимальным сечением для данного напряжения и не удовлетворяет условию перегрузки на 30% и не удовлетворяет требованию по падению напряжения, из этого следует, что дальнейшее применение напряжения 10 кВ технический не целесообразно и дальнейшем не применяем в расчетах.

3.6 Технико-экономический расчет выбранных линий

Производим расчет линии на напряжение 220 кВ. Определяем коэффициент загрузки линии в нормальном режиме по формуле

, (3.22)

.

Находим расход цветного металла, приходящийся на километр, на три фазы по формуле

, (3.23)

где М_1ф. - масса провода, приходящаяся на километр длины, для одной фазы, тонн/км; m - число фаз.

Подставляя значения в вышеуказанную формулу (3.23), получаем

.

Стоимость одной цепи линии рассчитываем по формуле

, (3.24)

где К - переводной коэффициент, рассчитываемый для каждого года (принимаем К равным 350); С_руб. - стоимость одной цепи линии на километр, тыс.руб/км (выбираем из справочной литературы [2]).

Подставляя значения в вышеуказанную формулу (3.24), получаем

.

Потери в линии для двух цепей определяем по формуле

, (3.25)

где ?Р_доп - потери мощности на одну цепь, кВт/км (выбираем из справочной литературы [2]); l - длина линии, км; n - количество цепей, шт.

Подставляя значения в вышеуказанную формулу (3.25), получаем

.

Рассчитываем время максимальных потерь по формуле

, (3.26)

где Т_ма - время потребления максимума активной энергии, часы (выбираем из справочной литературы [3]).

Подставляя значения в вышеуказанную формулу (3.26), получаем

.

Определяем стоимость потерь электроэнергии по формуле

, (3.27)

.

Стоимость потерь электроэнергии в линии рассчитываем по формуле

, (3.28)

где С₀ - стоимость 1 кВт•ч электроэнергии, тенге/кВт•ч.

Подставляя значения в вышеуказанную формулу (3.28), получаем

.

Стоимость линии с определенным сечением находим по формуле

, (3.29)

.

Амортизационные отчисления на линию находим по формуле

, (3.30)

где ц_л - норма амортизационных отчислений на линию, % (для ВЛ напряжением 220 кВ принимаем ц_л = 2%).

Подставляя значения в вышеуказанную формулу (3.30), находим

.

Суммарные эксплуатационные отчисления на линию определяем по формуле

, (3.31)

.

Полные затраты на линию определяем по формуле

, (3.32)

.

Расход цветного металла на воздушную линию определяем по формуле

, (3.33)

.

Расчет для остальных сечений линий на напряжение 220 кВ производим по аналогичным формулам (3.22) - (3.33) и сводим в таблицу 3.3.

Для линий на напряжение 35 кВ расчет производим по аналогичным формулам (3.22) - (3.33).

Полученные значения по технико-экономическому расчету линий на напряжение 35 кВ сводим в таблицу 3.4.

Таблица 3.4 - Определение экономически целесообразного сечения линии на 220 кВ

S, мм2	IДОП, А			Исходные данные	Расчетные данные
				ДРНОМ, кВт/км	g, т/км	ССЕЧ,	l, км	С0,	цЛ, %	ф, час	ДРЛ, кВт	ДЭЛ, тыс. кВт•ч	СПЛ	САЛ	СУ	S, мм2	Ксеч, тыс.тенге	0,125•Ксеч	Зсеч	G, тонн
240	610	0,021	0,0004	210	2,991	9625	7,5	5,40	0,02	2886	1,3	4	21	1444	1465	240	72188	9023	10488	44,87
300	690	0,018	0,0003	220	3,771	10185	7,5	5,40	0,02	2886	1,1	3	17	1528	1545	300	76388	9548	11093	56,57
400	835	0,015	0,0002	250	4,980	11095	7,5	5,40	0,02	2886	0,9	2	13	1664	1678	400	83213	10402	12079	74,70

После проведения экономического расчета окончательно принимаем сечение линии на 220 кВ - 240 мм².

Таблица 3.4 - Определение экономически целесообразного сечения линии на 35 кВ

S, мм2	IДОП, А			Исходные данные	Расчетные данные
				ДРНОМ, кВт/км	g, т/км	ССЕЧ,	l, км	С0,	цЛ, %	ф, час	ДРЛ, кВт	ДЭЛ, тыс. кВт•ч	СПЛ	САЛ	СУ	S, мм2	Ксеч, тыс.тенге	0,125•Ксеч	Зсеч	G, тонн
50	210	0,378	0,1426	113	0,588	2835	7,5	5,40	0,03	2886	241,7	698	3767	1276	5043	50	42525	5316	10359	8,82
70	265	0,299	0,0896	125	0,825	2940	7,5	5,40	0,03	2886	167,9	485	2617	1323	3940	70	44100	5513	9453	12,38
95	330	0,24	0,0578	134	1,158	3028	7,5	5,40	0,03	2886	116,1	335	1809	1362	3172	95	45413	5677	8848	17,37

После проведения экономического расчета окончательно принимаем сечение линии на 35 кВ - 150 мм².

Размещено на http://www.allbest.ru/

3.7 Технико-экономическое сравнение вариантов внешнего электроснабжения

3.7.1 Расчет ТЭП питающих линий на напряжение U_ном = 220 кВ. Из справочной литературы [1] для выключателя типа ВМТ-1000/220Б-20 выбираем стоимость ячейки С_ячейки = 78 тыс.руб.

Капитальные вложения в ячейку выключателя определяем по формуле

, (3.34)

где n - количество выключателей, шт.

Подставляя значения в вышеуказанную формулу (3.34), получаем

К_яч = 2·78 ·350=54600 тыс.тенге.

Капитальные вложения в линию находим по формуле

, (3.35)

.

Амортизационные отчисления на ячейку с выключателем определяем по формуле

, (3.36)

где ц_в - норма амортизационных отчислений на выключатели, % (для всего электрооборудования, в том числе выключатели ц_в=4,4%).

Подставляя значения в вышеуказанную формулу (3.36), получаем

.

Суммарные эксплуатационные расходы на линию с выключателями определяем по формуле

, (3.37)

.

Годовые эксплуатационные затраты на линию находим по формуле

, (3.38)

.

Полученные данные сводим в итоговую таблицу 3.5.

Расчет ТЭП питающих линий на напряжение U_ном = 35 кВ производим по аналогичным формулам (3.34) - (3.38) и также сводим в таблицу 3.6.

3.7.2 Определение ТЭП ГПП на U_ном = 220 кВ. В соответствии с данными справочной литературы [3] выбираем ОРУ 220 кВ с одной секционированной системой шин на железобетонных конструкциях: один ввод с 1 РЛНД, 1 ОД, 1 КЗ, 3 РВС. Стоимость ОРУ С_ОРУ = 9,52 тыс. руб.

По справочной литературе [2] определяем следующие данные для ранее выбранного трансформатора ТМН-6300/220:

- потери холостого хода ?Р_хх = 22 кВт;

- потери короткого замыкания ?Р_кз = 89 кВт;

- напряжение короткого замыкания U_кз = 10,5 %;

- ток холостого хода I_хх = 1 %;

- стоимость С_тр = 85 тыс.руб.

Определяем капитальные вложения в ГПП по формуле

, (3.39)

где n - количество цепей, шт.; m - количество трансформаторов, шт.

Подставляя значения в вышеуказанную формулу (3.39), получаем

.

Амортизационные отчисления на ГПП определяем по формуле

, (3.40)

.

Приведенные потери холостого хода трансформатора ?Р^/_хх, кВт определяем по формуле

, (3.41)

где К_ип - коэффициент изменения потерь (принимается К_ип=0,07?0,12); I_хх - ток холостого хода, %.

Подставляя значения в вышеуказанную формулу (3.41), получаем

.

Приведенные потери короткого замыкания трансформатора ?Р^/_кз, кВт определяем по формуле

, (3.42)

.

Ежегодные потери электроэнергии в трансформаторах ?Э_тр., тыс.кВт•ч находим по формуле

, (3.43)

где Т_г - количество часов в году.

Подставляя значения в вышеуказанную формулу (3.43), получаем

.

Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах С_п.тр, тыс.тенге определяем по формуле

, (3.44)

.

Суммарные эксплуатационные расходы на ГПП с учетом потерь в трансформаторах определяем по формуле

, (3.45)

.

Годовые эксплуатационные затраты на ГПП рассчитываем по формуле

, (3.46)

.

Полученные значения по формулам (3.39), (3.42), (3.45), (3.46) сводим в таблицу 3.6.

Определение технико-экономических показателей ГПП на напряжение U_ном= 35 кВ производится аналогично по формулам (3.39) - (3.46) и результаты сводится в таблицу 3.6.

Таблица 3.6 - Итоговые данные расчета технико-экономических показателей внешнего электроснабжения

Вариант	Экономические показатели	Технические показатели
	К	СУ	З	?Э	G
	тыс. тенге	тыс. тенге/год	тыс. кВт•ч	тонн
Вариант 1. Uном = 220 кВ
Линии	126788	3867	19716	4	44,87
ГПП	66164	8085	16356	958	-
Итого	192952	11953	36072	962	44,87
Вариант 2. Uном = 35 кВ
Линии	51436	2693	9123	205	27,77
ГПП	26292	4244	7530	572	-
Итого	77728	6937	16653	777	27,77

Таким образом предварительно выбираем вариант на напряжение 35 кВ, т.к. он имеет наименьшие расчетные годовые затраты и более экономичен.

4. Система внутреннего электроснабжения

4.1 Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых ТП

Предварительный выбор числа и мощности трансформаторов цеховых подстанций производится на основании требуемой степени надежности электроснабжения и распределения между ТП потребителей электроэнергии до 1 кв. На заводе почти все основное оборудование относится к потребителям II и частично III категории и требует высокой надежности питания, поэтому цеховые подстанции выполняются с двумя силовыми трансформаторами. Нормальный режим работы - раздельная работа трансформаторов, это предусматривается в целях уменьшения токов короткого замыкания и позволяет применить более легкую и дешевую аппаратуру на стороне низшего напряжения трансформаторов.

Номинальная мощность цеховых трансформаторов (S_т.ном) выбирается по расчетной мощности, исходя из условия экономичной работы трансформатора в нормальном режиме и допустимой перегрузки от S_т.ном в послеаварийном режиме.

На плане завода намечаем расположение цеховых трансформаторных подстанций и при необходимости распределительных пунктов (ПР). Цеха небольшой мощности запитываем от распределительных пунктов (ПР) на напряжение 0,4 кВ. Высоковольтная нагрузка будут получать питание от РУ или ГПП. Количество трансформаторов на подстанции определяем исходя из категории потребителей по бесперебойности питания. При наличии потребителей I и (или) II категории устанавливаем два трансформатора.

Рассматриваем два варианта внутризаводской распределительной сети.

Вариант №1. Трансформаторная подстанция ТП-1 питает цеха №1.

Расчетную нагрузку трансформаторов подстанции определяем по формуле

, (4.1)

где S_p - расчетная нагрузка, складывающаяся из всех нагрузок намеченных для присоединения к одной ТП, кВ·А;

Подставляя значения в формулу (4.1), получаем

.

Номинальную мощность трансформатора выбираем исходя из следующих условий допустимой перегрузки на 30-40% в аварийном режиме.

Учитывая вышеуказанные условия, выбираем мощность трансформатора S_т.ном = 630 кВ·А из справочной литературы [2]. Для удобства монтажа к установке принимаем комплектные трансформаторные подстанции.

Коэффициент загрузки в нормальном и аварийном режиме (на двухтрансформаторной подстанции) рассчитываем по формулам:

, (4.2)

. (4.3)

Расчетные коэффициенты загрузки велики, но необходимо учитывать, что компенсация реактивной мощности еще не произведена.

Предварительный выбор числа и мощности трансформаторов остальных цеховых ТП аналогичен и выполнен в таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Предварительный выбор трансформаторов цеховых ТП

Номер ТП	Потребители электроэнергии	Место установки ТП	Расчетная нагрузка	Sнт, кВ·А	Кол-во транс-ров	Кз	Кз.ав
			Рр, кВт	Qр, квар	Sр, кВ·А
Вариант 1
ТП1	Цех №1	цех №1	771	1010	1271	630	2	1,01	2,02
ТП2	Цех №2,6	цех №2	895	726	1154	630	2	0,92	1,83
ТП3	Цех №3	цех №3	285	210	354	250	2	0,71	1,42
ТП4	Цех №4	цех №4	560	737	926	400	2	1,16	2,31
ТП5	Цех №5	цех №5	421	314	525	400	2	0,66	1,31
Вариант 2
ТП1	Цех №1	цех №1	771	1010	1271	630	2	1,01	2,02
ТП2	Цех №2	цех №2	515	451	685	400	2	0,86	1,71
ТП3	Цех №3	цех №3	285	210	354	250	2	0,71	1,42
ТП4	Цех №4	цех №4	560	737	926	400	2	1,16	2,31
ТП5	Цех №5,6	цех №5	801	588	994	630	2	0,79	1,58

В целях уменьшения потерь активной мощности и электроэнергии в трансформаторах и на всех высших ступенях электроснабжения реактивная нагрузка на напряжении до 1 кВ, создаваемая асинхронными двигателями, компенсируется при помощи статических конденсаторов на стороне низшего напряжения. Учитывая компенсацию реактивной мощности на напряжении до 1 кВ, производим окончательный выбор мощности трансформаторов цеховых ТП.

Для расчета мощности компенсирующего устройства необходимо

выделить из полной расчетной мощности подстанции S_р.ТП1, активную и реактивную составляющую Р_р.ТП и Q_р.ТП.

Естественный tgц_ест рассчитываем по формуле:

, (4.4)

.

Мощность компенсирующего устройства находим по формуле:

, (4.5)

.

Далее необходимо выбрать из справочной литературы [2] номинальную мощность компенсирующего устройства, учитывая, что компенсация производится равномерно на две секции шин (если двух трансформаторная ТП) и погрешность при подборе номинальной мощности не должна превышать 10 %. Учитывая вышеуказанные условия, принимаем к установке на ТП №1 конденсаторные установки типа УКЛ-0,38-300У3 и УКЛ-0,38-75У3, с суммарной мощностью по 375 кВАр на каждую секцию.

Реактивную мощность, идущую из сети определяем по формуле

. (4.6)

Полную мощность, идущую из сети определяем по формуле

. (4.7)

Пересчитываем коэффициенты загрузки по формулам (4.2) и (4.3):

,

.

Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном и в аварийном режиме находится в допустимых пределах.

Для остальных ТП расчет аналогичен и данные для двух принятых вариантов внутреннего электроснабжения сведены в таблицу 4.2.

Таблица 4.2 - Окончательный выбор числа и мощности трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций

Номер ТП	Расчетные нагрузки	tgцест	QКУ Р, квар	nхQКУ	QC, квар	SР С, кВ•А	nхSт.НОМ	К'З	К'З АВ
	РР ТП, кВт	QР ТП, квар
Вариант №1
ТП1	771	1010	1,311	756	2х300 2х75	260	814	2х630	0,65	1,29
ТП2	895	726	0,810	430	2х150 2х75	276	937	2х630	0,70	1,39
ТП3	285	210	0,735	116	2х54	102	303	2х250	0,61	1,21
ТП4	560	737	1,315	552	2x216 2x54	197	594	2х400	0,70	1,39
ТП5	421	314	0,745	175	2х75	164	452	2х400	0,56	1,13
Вариант №2
ТП1	771	1010	1,311	756	2х300 2х75	260	814	2х630	0,65	1,29
ТП2	515	451	0,876	281	2х75 2х54	193	550	2х400	0,69	1,38
ТП3	285	210	0,735	116	2х54	102	303	2х250	0,61	1,21
ТП4	560	737	1,315	552	2x216 2x54	197	594	2х400	0,70	1,39
ТП5	801	588	0,734	323	2х108 2х54	264	844	2х630	0,67	1,34

4.2 Определение потерь мощности в трансформаторах

Потери активной мощности в трансформаторной подстанции определяем по формуле

. (4.8)

где - потери мощности холостого хода, принимаемые из справочной литературы [2], кВт; - потери мощности короткого замыкания, принимаемые из справочной литературы [2], кВт; - количество раздельно работающих трансформаторов на ТП.

Потери реактивной мощности в трансформаторе определяем по формуле

. (4.9)

где - ток холостого хода трансформатора, принимаемый из справочной литературы [2], %; - напряжение короткого замыкания, принимаемое из справочной литературы [2], %;

Коэффициенты загрузки принимаем из таблицы 4.1, после компенсации.

Подставляя данные в формулу (4.8), получим

.

Подставляя данные в формулу (4.9), получим

.

Расчет по остальным трансформаторным подстанциям аналогичен и сведен в таблицу 4.3.

Анализируя величины и размещение электрических нагрузок цехов по территории завода и учитывая категории потребителей по степени бесперебойности питания, выбираем для системы внутреннего электроснабжения радиально-магистральную схему с резервированием. Распределительная сеть выше 1 кВ по территории завода выполняется кабельными линиями, проложенными в траншеях, а кабельная линия, проходящая внутри цехов, проложена на конструкциях.

Для выбора рационального построения схемы распределительных сетей, схемы внутреннего электроснабжения намечаются следующие варианты:

а) вариант внутризаводского электроснабжения с напряжением 10 кВ при напряжении внешнего электроснабжения 220 кВ;

б) вариант внутризаводского электроснабжения с напряжением 10 кВ при напряжении внешнего электроснабжения 10 кВ;

Таблица 4.3 - Определение потерь мощности в трансформаторах

Номер ТП	nхSТ НОМ	КЗ	КЗ2	Справочные технические данные	ДРТП, кВт	ДQТП, квар
				ДРхх, кВт	ДРкз, кВт	Iхх, %	Uкз, %
Вариант №1
ТП1	2х630	0,65	0,42	2	7,3	1,5	5,5	10,1	47,8
ТП2	2х630	0,70	0,55	2	7,3	1,5	5,5	12,1	57,2
ТП3	2х250	0,61	0,37	1	3,8	3,5	5,5	4,8	27,6
ТП4	2х400	0,70	0,55	1,3	5,4	3	5,5	8,6	48,3
ТП5	2х400	0,56	0,32	1,3	5,4	3	5,5	6,0	38,0
Вариант№2
ТП1	2х630	0,65	0,42	2	7,3	1,5	5,5	10,1	47,8
ТП2	2х400	0,69	0,47	1,3	5,4	3	5,5	7,7	44,8
ТП3	2х250	0,61	0,37	1	3,8	3,5	5,5	4,8	27,6
ТП4	2х400	0,70	0,55	1,3	5,4	3	5,5	8,6	48,3
ТП5	2х630	0,67	0,45	3	11,2	1,5	5,5	16,0	50,0

В соответствии с [2] выбираем для цеховых подстанций трансформаторы типов для 1-го варианта ТМ-630/10, ТМ-400/10 ТМ-250/10, а для 2-го варианта ТМ-630/10, ТМ-400/10 и ТМ-250/10.

4.3 Компенсация реактивной мощности на высокой стороне цеховых трансформаторов и определение расчетных нагрузок линий распределительной сети

Расчетные нагрузки распределительной сети 10 кВ определяются по величинам расчетных нагрузок на шинах низшего напряжения ТП или на шинах РУ с учетом потерь мощности в трансформаторах и компенсации реактивной мощности на шинах РУ.

В подразделе 4.2 рассчитана компенсация на низкой стороне трансформаторов. Однако из сети будет потребляться мощность с tgц?0,33. Это обусловлено потерями мощности в трансформаторах, реактивная составляющая которых значительно превышает активную мощность и наличием высоковольтной нагрузки.

Ниже приведен пример определения расчетных нагрузок линии Л1 на напряжение 10 кВ для 1-го варианта.

Линия Л1 питает РУ1 от ГПП по двум кабелям, расчетная нагрузка Л1 - это расчетная нагрузка со стороны высшего напряжения трансформаторов и распределительных устройств.

Определяем расчетную активную и реактивную нагрузки в линии Л1 по формулам

, (4.10)

, (4.11)

,

.

где - активная нагрузка на шинах низшего напряжения, кВт; - реактивная нагрузка на шинах низшего напряжения, квар; - активные потери в ТП, кВт; - реактивные потери в ТП, квар.

Естественный tgц определяем по формуле (4.4)

.

Мощность компенсирующего устройства находим по формуле (4.5)

.

В данном случае компенсирующая мощность для установки компенсирующего устройства (КУ) на высшей стороне трансформаторной подстанции не корректна, КУ устанавливается на ГПП.

Реактивную мощность, идущую из сети определяем по формуле (4.6)

.

Полную расчетную нагрузку линии Л1 определяем по формуле (4.7)

S'_Р = кВ·А.

Далее рассчитываем ток в линии по формуле

. (4.12)

где n - количество цепей.

Подставляя данные в формулу (4.12), получим

.

Расчет по остальным линиям аналогичен и сведен в таблицу 4.4.

Таблица 4.4 - Выбор мощности компенсирующих устройств стороны высшего напряжения цеховых ТП и определение расчетных нагрузок линий распределительной сети

Номер линии	Назначение	Расчетные нагрузки	tgцест	QКУ Р, квар	nхQКУ	Qс, квар	Sр л, кВ•А	Iр. л, А	Кол-во кабелей цепи
		РР ТП, кВт	QР ТП, квар
Вариант 1
Л1	ГПП-РУ1	3481	3908	1,12	2760	-	3908	5234	151	2
Л2	ГПП-РУ2	2497	1735	0,69	911	-	1735	3041	88	2
Л3	РУ1-ТП1	781	308	0,39	51	-	308	840	24	2
Л4	РУ2-ТП2	907	333	0,37	33	-	333	967	28	2
Л5	ГПП-ТП3	290	129	0,45	34	-	129	318	9	2
Л6	ГПП-ТП4	569	245	0,43	57	-	245	620	18	2
Л7	ГПП-ТП5	427	202	0,47	61	-	202	472	14	2
Итого		8953	6861	0,77	3906	2х1800	3261	9528	550	1
Вариант 2
Л1	ГПП-РУ1	3481	3908	1,12	2760	-	3908	5234	151	2
Л2	ГПП-РУ2	2113	1641	0,78	943	-	1641	2675	77	2
Л3	РУ1-ТП1	781	308	0,39	51	-	308	840	24	2
Л4	РУ2-ТП2	523	238	0,46	66	-	238	575	17	2
Л5	ГПП-ТП3	290	129	0,45	34	-	129	318	9	2
Л6	ГПП-ТП4	569	245	0,43	57	-	245	620	18	2
Л7	ГПП-ТП5	817	314	0,38	44	-	314	875	25	2
Итого		8574	6783	0,79	3954	2х1800	3183	9146	528	1

4.4 Выбор и проверка сечений линий распределительной сети

4.4.1 Выбор и проверка сечений кабельных линий распределительной сети

Распределительная сеть 10 кВ выполняется трехжильными кабельными линиями с алюминиевыми жилами, прокладываемыми в траншеях. Аналогично прокладываются и распределительные сети на напряжение 0,4 кВ.

Выбор сечений производим по следующим техническим условиям:

- по допустимому нагреву в нормальном режиме работы;

- по допустимому нагреву с учетом перегрузки на 30%.

Проверку сечений производим по следующим техническим условиям:

- по допустимой потере напряжения (для наиболее длиной и наиболее загруженной линии);

- по механической прочности;

- по недопущению коронирования;

- по термической стойкости к токам короткого замыкания.

Проверка по условию термической стойкости к токам короткого замыкания производится после расчета токов короткого замыкания.

Расчетный ток в линии для нормального режима берем из таблицы 4.4. Максимальный ток в аварийном режиме (для двухцепных линий) составляет два расчетных тока.

Для линии Л1 расчетный ток составляет I_р.л1=151 А. Следовательно максимальный ток составит I_{р.max л1}=302 А. По допустимому току нагрева из справочной литературы [6] выбираем сечение кабеля S = 150 мм², с I_доп= 275 А, исходя из условия:

, (4.13)

.

Так как кабель линии Л1 лежит не один в траншее, поправочный коэффициент на допустимый ток кабеля из справочной литературы [6] выбирается. Если в траншее лежит 2?6 кабелей, выбираем поправочный коэффициент К_п =0,9 и пересчитываем допустимый ток кабеля по формуле

. (4.14)

В случае отказа одной цепи должно выполняться условие:

, (4.15)

.

Т. о., сечение по допустимому нагреву составляет .

Проверять по условиям механической прочности и возникновения короны не имеет смысла, так как в справочной литературе [6] минимальное сечение для данного напряжения указано с учетом этих условий.

Допустимая длина кабельной линии, в конце которой потери составят 5%, определяется по формуле

. (4.16)

Для того, чтобы потери напряжения не выходили за рамки допустимых значений, должно выполняться следующее условие:

, (4.17)

.

Аналогично рассчитываем сечение всех кабельных линий для вариантов 1 и 2. Результаты расчета сведены в таблицу 4.5.

4.4.2 Расчет токов коротких замыканий

4.4.2.1 Вариант 35/10 кВ.

Расчет токов КЗ производим для выбора и проверки электрических аппаратов, токоведущих частей по условиям короткого замыкания с целью обеспечения системы электроснабжения надежным в работе оборудованием.

Рассчитываем короткое замыкание на шинах ГПП (точка К2). Принципиальная схема представлена на рисунке 4.1.

Задаемся следующими базисными условиями:

,

,

.

Рисунок 4.1 - Расчетная схема

Схема замещения представлена на рисунке 4.2.

Рисунок 4.2 - Схема замещения

Базисный ток на шинах ЗРУ определяем по формуле

. (4.18)

ЭДС принимаем равной единице, так как считаем, что система является источником бесконечной мощности, и напряжение на ее шинах при коротком замыкании не снижается.

Реактивное сопротивление системы в относительных базисных единицах уже определено в подпункте 3.3.2 и равняется .

Далее для удобства обозначения символ «*» не используем.

Сопротивление обмотки высшего и среднего напряжения трансформатора системы определяем по формуле

, (4.19)

.

Активное сопротивление трансформатора системы определяем по формуле

, (4.20)

.

Реактивное сопротивление воздушной линии напряжением 35 кВ определяем по формуле

. (4.21)

Активное сопротивление воздушной линии определяем по формуле

. (4.22)

Суммарное реактивное сопротивление первой цепи (смотрим верхнюю цепь на принципиальной схеме) определяем по формуле

. (4.23)

Считаем, что трансформаторы работают в наихудшем из режимов - параллельном, в этом случае их эквивалентное реактивное сопротивление цепи до точки К2 определяем по формуле

. (4.24)

Суммарное активное сопротивление до точки К2 определяем аналогично по формуле

, (4.25)

.

Эквивалентное активное сопротивление до точки К2 будет в два раза меньше суммарного (4.25)

.

Ток трехфазного короткого замыкания I_п0, кА, определяем по формуле

. (4.26)

Постоянную времени затухания апериодического тока определяем по формуле

.

Ударный ток определяем по формуле

. (4.27)

Тепловой импульс определяем по формуле

. (4.28)

Минимальное сечение, термически устойчивое к току короткого замыкания определяем по формуле

. (4.29)

Где С - функция, значения которой принимаем из справочной литературы [5]. Для кабеля с алюминиевыми жилами и бумажной изоляцией при напряжении 35 кВ принимаем С= 95 А·с^0,5/мм².

Подставляя данные в формулу (4.30), получаем