Питание завода осуществляется от главной понизительной подстанции (ГПП) 110/10 кВ, находящейся за территорией завода. Длина питающей линии от ГПП до РП завода равна 5 км. На ГПП установлены два трансформатора типа ТРДН с единичной номинальной мощностью 40 МВ•А. Выполнение питающей линии предусматриваем кабелем марки АСБ, прокладку кабеля осуществляем в земле.

Схема электроснабжения - магистральная. На двухтрансформаторных ТП используем двойную сквозную магистраль, на однотрансформаторных-одинарную сквозную. На РП предприятия используем вводную и линейную камеры типа КСО-КС-298. В камерах устанавливаются вакуумные выключатели типа ВВ/TEL, разъединители присоединений типа РВЗ - линейные и РВФЗ - шинные. РП выполняем в виде двух секций, соединенных между собой секционным выключателем.

Кабельная сеть предприятия на 10 кВ выполнена кабелями марки ААШвУ. Кабели прокладываются вдоль зданий и проездов с учетом наименьшего расхода кабеля. Наиболее экономичной и простой является прокладка кабеля в траншеях, которая и применяется на предприятии. Внутри зданий кабельные линии прокладываются непосредственно по конструкциям зданий (открыто или в трубах).

На вторичном напряжении ТП применяется автоматический ввод резерва. Взаимное резервирование однотрансформаторных подстанций осуществляется при помощи кабельных линий на вторичном напряжении. На подстанциях устанавливаем трансформаторы типа ТМГ номинальной единичной мощностью 630 кВ•А. Трансформаторы подключаются к кабельным линиям через выключатели нагрузки.

В соответствии со сказанными выше условиями разработаем схему электроснабжения предприятия. Полная схема электроснабжения представлена на листе 4 графической части записки. Варианты упрощенных схем представлены на рисунках 9.1 и 9.2.

Рисунок 9.1 - Электрическая схема электроснабжения первого варианта

Рисунок 9.2 - Электрическая схема электроснабжения второго варианта

Сечения жил кабеля по экономической плотности тока выбирают по условию:

(9.1)

где I_рл - расчётный ток линии в нормальном режиме работы, А;

j_э - экономическая плотность тока, А/мм², принимаем j_э=1,7А/мм² при Т_м=4500ч.

По формуле (9.4) выберем сечения кабеля для завода. Выбор производим по половине тока всего завода, т.к. секции РП нагружены равномерно. Воспользуемся данными, полученными на основе формул (7.25) и (7.26), учитывая фактические потери мощности в трансформаторах (таблица 7.10) и компенсацию РМ.

;

Определяем полную мощность на РП и ток линии в нормальном режиме:

;

А.

Определяем сечение по экономической плотности тока:

.

По [1] выбираем кабель АСБ-10 (3х95), I_доп=205 А, x₀=0,083 Ом/км.

Проверяем выбранное сечение током нагрева в послеаварийном режиме:

(9.2)

где - коэффициент прокладки (принимаем равным 1);

- коэффициент допустимой перегрузки, принимаем .

В послеаварийном режиме по кабелю будет протекать ток, потребляемый всем заводом.

(9.3)

Так как 205<221,18, то выбранный кабель по условию нагрева не проходит. Выбираем кабель АСБ-10 (3х120), I_доп=240 А, x₀=0,081 Ом/км.

Таким образом, РП завода питается от ГПП 110/10 кВ двумя параллельными кабелями АСБ-10 (3х120). При проверке кабелей, питающих две ТП и более, аварийный ток складывается из номинальных токов питающихся по ним трансформаторов. Если кабельная линия питает одну двухтрансформаторную ТП, то номинальную мощность трансформатора необходимо умножить на 1,4. Аналогично производим выбор кабелей других линий, результаты выбора заносим в таблицы 9.1-9.4.

Таблица 9.1 Результаты выбора кабелей для первого варианта

Таблица 9.2 Выбор магистральных кабелей от ТП для первого варианта

Таблица 9.3 Результаты выбора кабелей для второго варианта

Таблица 9.4 Выбор магистральных кабелей от ТП для второго варианта

С целью отыскания наиболее экономичного варианта воспользуемся методом минимума приведенных затрат.

Приведенные затраты для каждого варианта определяются по формуле:

(9.4)

где Кi - капитальные вложения, тыс. руб.;

Иi - издержки, тыс. руб. /год;

Ен - нормативный коэффициент сравнительной экономической эффективности, равный 0,12 (руб. /год) /руб.;

i - номер варианта.

Капитальные вложения в элементы системы электроснабжения определяем по укрупненным показателям стоимости на 1991 год с учетом изменения оптовых цен на промышленную продукцию коэффициентом Кинф=3000. Капвложения определяются как:

(9.5)

(9.6)

(9.7)

где Ктп - стоимость трансформаторной подстанции;

Кку - стоимость конденсаторных установок;

Кя - стоимость ячейки, установленной в РП.

Ежегодные издержки, связанные с эксплуатацией электрооборудования и сетей определяются по формуле:

(9.8)

где Иам - амортизационные отчисления;

Иэкс - эксплуатационные расходы;

Ипот - стоимость потерь электрической энергии.

Составляющие издержек определяются по формулам:

(9.9)

(9.10)

(9.11)

где _АМ - норма амортизационных отчислений, для оборудования 4,4%, для линий 4%;

_ЭКС - норма эксплуатационных расходов, для оборудования 3%, для линий 2%;

_СР - средняя стоимость электроэнергии, определяемая по (9.12).

Средняя стоимость электроэнергии определяется по выражению:

(9.12)

где a - основная ставка тарифа за 1кВт заявленной максимальной мощности, а=269784 руб. / (кВтгод);

b - дополнительная ставка тарифа за 1кВт электроэнергии, учтённой расчётным счётчиком на стороне первичного напряжения, принимаемый равным b=209 руб. /кВтч;

T_max - число часов использования максимальной нагрузки предприятия T_max= 4500 ч.

Капитальные вложения в электрооборудование напряжением выше 1кВ определим по выражению:

(9.13)

Определим капитальные вложения на сооружение линий, результаты сведем в таблицы 9.5 и 9.6.

Таблица 9.5

Капитальные вложения на сооружение кабельных линий для первого варианта

Таблица 9.6

Капитальные вложения на сооружение кабельных линий для второго варианта

Таблица 9.7

Стоимость трансформаторов

Укрупнённые показатели стоимости ячеек КСО 10кВ берём из таблицы 10.33 [4] равна 1,48 тыс. руб., определим общую стоимость РП:

млн. руб;

млн. руб.

Определим капиталовложения в КУ по следующему выражению:

; (9.13) млн. руб.

Суммарные капиталовложения по вариантам равны:

млн. руб;

млн. руб.

Время максимальных потерь в технико-экономических расчётах, определяется, как правило, по графику (рисунок 9.2 5), то исходя из этого, принимаем = 3000ч.

Годовые потери электроэнергии в рассматриваемом варианте, кВтч:

, (9.14)

где ДWтi - потери активной энергии в i-м трансформаторе, кВтч;

ДWкj - потери активной энергии в j-й конденсаторной установке, кВтч;

ДWлk - потери активной энергии в k-й кабельной линии, кВтч.

Потери активной энергии в двухобмоточном трансформаторе определяются как, кВтч:

. (9.15)

Потери активной энергии в конденсаторной установке, кВтч:

, (9.16)

где Qк - фактическая мощность КУ, квар;

Ру - удельные потери активной мощности в батареях конденсаторов, принимаемые для БНК до 1 кВ р_у=0,004 кВт/квар;

Тгод - число часов работы (включения) КУ за год, ч.

, (9.16)

где r_o - удельное активное сопротивление кабельной линии Ом/км.

По (9.3.14) потери активной энергии в конденсаторной установке равны:

кВтч.

Для определения потери энергии в трансформаторах можно воспользоваться результатами расчетов в п.4.

Результаты расчета потерь в кабельных линиях сводим в таблицы 9.8 и 9.9.

Таблица 9.8

Потери мощности в кабельных линиях первого варианта

Таблица 9.9

Потери мощности в кабельных линиях второго варианта

Суммарные годовые потери энергии дл двух вариантов равны:

ДW_год1=112034,7+21280+255228,2=388542,9 кВтч;

ДW_год2=112034,7+21280+255848,2=389162,9 кВтч.

Определим амортизационные, эксплуатационные и издержки на потери по следующим выражениям:

руб. /кВтгод;

млн. руб.;

млн. руб.;

млн. руб.;

млн. руб.,

млн. руб.;

млн. руб.

Определим суммарные издержки для двух вариантов:

млн. руб.; млн. руб.;

Посчитаем приведенные затраты для двух вариантов:

млн. руб.;

млн. руб.

Разница составляет 1,03%, поэтому варианты можно считать равноценными. Предпочтение отдаем первому варианту и в дальнейшем будет рассматриваться он.

10 Расчет токов короткого замыкания

Вычисление токов КЗ производится с целью [1]:

Выбора электрических аппаратов.

Проверки устойчивости элементов схемы при электродинамическом и термическом действии токов КЗ.

Расчета релейной защиты.

Расчетным видом КЗ является трехфазное, т.к. при нем обычно получаются большие значения сверхпереходного и ударного токов, чем при двухфазном и однофазном. Расчет токов КЗ должен рассчитываться на сборных шинах ГПП и РП.

Рис.10.1 Схема питания завода

Завод получает питание от ГПП на напряжении 10 кВ, расположенной на расстоянии 5 км, на которой установлены два трансформатора ТРДН-40000/110 мощностью 40 МВА, U_к=10,5%. На удалении 30 км от ГПП расположена ТЭЦ с двумя генераторами ТВВ-160-2ЕУ3 (P_н=160 МВт, cos=0,85, X_d''=0,213), подключенных к сети 110 кВ через трансформаторы ТДЦ-250000/110, U_к=10,5%. На расстоянии 160 км расположена ГРЭС, на которой установлены четыре генератора ТГВ-300-2У3 (P_н=300 МВт, cos=0,85, X_d''=0, 195), подключенные с помощью трансформаторов ТДЦ-400000/110, U_к=10,5%. На основании приведенных данных производим расчет токов короткого замыкания в двух точках: К1 (на шинах ГПП) и К2 (на шинах РП).

Рис.10.2 Схема для расчета токов КЗ

Для вычисления токов КЗ составляем расчетную схему, включая все элементы, по которым протекают токи к выбранным точкам. По расчетной схеме составляем схему замещения, в которой каждый элемент заменяем своим сопротивлением. Генераторы, трансформаторы, высоковольтные линии и короткие участки распределительных сетей представляем индуктивными сопротивлениями. Расчет токов КЗ выполняем в относительных единицах, при котором все расчетные данные приводим к базисному напряжению и мощности.

Задаемся базисными условиями S_б = 100 МВА; U_б = 10,5 кВ.

; (10.1),

По [4] для турбогенераторов мощностью от 100 до 1000 МВт Е_*=1,13.

Сопротивления генераторов ГРЭС находим по формуле:

, (10.2)

Сопротивления трансформаторов ГРЭС определяем по формуле:

(10.3)

.

Аналогично определяем сопротивления генератора и трансформатора на ТЭЦ:

.

Сопротивления воздушных и кабельных линий:

, (10.4)

где x₀ - индуктивное сопротивление одного км линии, Ом/км (для воздушных линий 110 кВ x₀=0,4 Ом/км, кабельных 10 кВ - x₀=0,08 Ом/км);

l - длина линии, км.

.

Для трансформаторов с расщепленной обмоткой схема замещения состоит из двух лучей, сопротивление которых:

; (10.5)

Сопротивление кабельной линии ГПП-РП:

.

Рис.10.3 Схема замещения

Так как секционные выключатели на ГПП и ЦРП находятся в нормально отключенном состоянии, а генераторы на ГРЭС и ТЭЦ включены параллельно, то схема замещения принимает следующий вид.

Рис.10.4 Схема замещения

;

.

Рис.10.5 Схема замещения.

.

Рис.10.6 Схема замещения.

Ток установившегося КЗ на шинах 10 кВ ГПП:

(10.6),

Ударный ток на шинах 10 кВ ГПП:

, (10.7)

где k_у - ударный коэффициент; по [4] для шин ГПП k_у = 1,85, для шин ЦРП завода k_у = 1,8.

После выбора кабеля производим его проверку на термическую стойкость.

, (10.8)

где B_k - тепловой импульс от тока КЗ, А²•с,

С - расчётный коэффициент (в зависимости от _изол проводника), для кабелей с бумажной пропитанной изоляцией С=100.

Результирующий тепловой импульс тока КЗ:

B_k=I²_п• (t_отк+T_a), (10.9)

где I_п - действующее значение периодической составляющей тока КЗ в начале линии,

t_отк - время отключения КЗ,

T_a - постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к. з. В распределительных сетях 6-10 кВ согласно [4] можно принять T_a=0,01с.

А²•с;

Таким образом, кабель не соответствует условиям термической стойкости и сечение увеличиваем до 150 мм². Выбираем кабель АСБ-10 (3х150), I_доп=275 А, x₀=0,079 Ом/км.

Для выбора кабелей от шин РП к ТП необходимо найти ток к. з. на шинах РП (точка К2). Для этого к сопротивлению системы прибавим сопротивление кабельной линии.

;

Рис.10.7 Схема замещения сети электроснабжения предприятия.

Выберем кабель на участке РП - Т1 ТП1. По этой линии протекает ток от двух ТП: Т1 ТП-1 и Т1 ТП4. Определим полную мощность, передаваемую по кабелю:

, (10.10)

Расчётный ток линии:

Экономическую площадь сечения жил кабеля определяем по выражению:

Выбираем кабель ААШвУ-10 (3х35), I_доп=115 А, x₀=0,095 Ом/км.

Проверяем выбранное сечение жил кабеля на нагрев в послеаварийном режиме при прохождении через кабель номинальной мощности двух присоединенных трансформаторов. В этом случае по кабелю проходит ток

Произведем проверку кабеля по термической стойкости:

А²•с;

Таким образом, кабель не соответствует условиям термической стойкости и сечение увеличиваем до 50 мм². Выбираем кабель ААШвУ-10 (3х50), I_доп=140 А, x₀=0,09 Ом/км. Расчет токов КЗ и выбор кабелей для остальных ТП производим аналогично, данные сводим в таблицы 10.1-10.3:

Таблица 10.1

Выбор кабелей от РП

Из таблицы 10.1 видно, что основным параметром, определяющим принимаемое сечение кабеля, является ток к. з. и соответствие кабеля термической стойкости. Для выбора магистральных кабелей необходимо рассчитать токи к. з. в началах этих линий, которые расположены на шинах ТП1, ТП2 и ТП3.

Таблица 10.2

Результаты расчета токов КЗ

Таблица 10.3

Выбор магистральных кабелей от ТП

Необходимо осуществить также выбор кабелей резерва по низкой стороне для цехов II-й категории, питающихся от однотрансформаторных подстанций. Эти кабели выбираются из такого расчета, что передаваемая через них мощность должна составлять 20-30% от номинальной мощности установленного на ТП трансформатора. Резерв необходимо производить от трансформаторов, присоединенных к другим шинам РП.

Таблица 10.4

Выбор резервных кабелей

11. Выбор сечений токоведущих элементов и электрических аппаратов РП и тп