Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Содержание
|
Задание на курсовой проект |
3 |
|
Исходные данные |
4 |
|
5 |
|
8 |
|
10 |
|
12 |
|
13 |
|
14 |
|
16 |
|
21 |
|
29 |
|
10. Распределение электроэнергии по территории предприятия |
30 |
|
31 |
|
34 |
|
38 |
Задание проекта
В состав курсового проекта входят расчетно-пояснительная записка и графическая часть (чертежи).
Объем расчетно-пояснительной записки составляет 30-40 страниц формата А4 и включает в себя:
- определение расчетных нагрузок корпусов и предприятия в целом;
- составление картограммы нагрузок и выбор места расположения главной понизительной подстанции (ГПП) и, при необходимости, распределительных пунктов (РП-10 кВ);
- выбор числа и мощности трансформаторов ГПП;
- составление схемы электрических соединений ГПП;
- выбор режимов работы нейтралей трансформаторов ГПП;
- определение сечения воздушных линии (ВЛ) 110 кВ, питающих
предприятие;
- расчет токов короткого замыкания (КЗ);
- выбор оборудования распределительных устройств ГПП и оценка минимально допустимого по термической стойкости к токам КЗ сечения отходящих кабельных линий;
- выбор типа, числа и мощности трансформаторов цеховых трансформаторных подстанций (ТП), количества ТП в каждом корпусе и места их расположения;
- составление схемы распределения электроэнергии по территории предприятия на напряжении 10 кВ;
- выбор компенсирующих устройств на напряжении до и выше 1 кВ;
- выбор сечений кабельных линий 10 кВ.
Графическая часть курсового проекта включает в себя два чертежа формата А1:
- генеральный план предприятия с картограммой нагрузок, указанием центра электрических нагрузок (ЦЭН), мест расположения ГПП, ТП и трасс ВЛ-110 кВ и кабельных линий 10 кВ;
- однолинейную схему электроснабжения предприятия.
Правила оформления курсового проекта должны соответствовать требованиям действующих ГОСТ и ЕСКД.
Исходные данные для проектирования
Распределение нагрузок (%) по категориям надежности электроснабжения
Таблица 1 [ 1 c 120]
|
№ корпуса |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
|
1 категория |
5 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
5 |
0 |
30 |
17 |
0 |
|
2 категория |
80 |
10 |
5 |
85 |
90 |
90 |
100 |
95 |
80 |
55 |
75 |
100 |
|
3 категория |
15 |
90 |
95 |
15 |
10 |
10 |
0 |
0 |
20 |
15 |
10 |
0 |
Установленные мощности (Руст, кВт) электроприемников (ЭП) корпусов
Таблица 2 [ 1 c 120]
|
№ корпуса |
Номер варианта |
|
2 |
|
|
1 |
4000 |
|
2 |
1400 |
|
3 |
2000 |
|
4 |
10000 |
|
5 |
13400 |
|
6 |
12000 |
|
7 |
1440 |
|
8 |
11200 |
|
9 |
12000 |
|
10 |
8000 |
|
11 |
16000 |
|
12 |
600 |
Коэффициенты использования (kи) по корпусам предприятия
Таблица 3 [ 1 ] c 120
|
№ корпуса |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
|
Вариант 0 |
0,49 |
0,38 |
0,4 |
0,5 |
0,49 |
0,44 |
0,43 |
0,53 |
0,59 |
0,57 |
0,41 |
0,65 |
Коэффициенты реактивной мощности (tg) по корпусам предприятия
Таблица 4 [ 1 ] c 120
|
№ корпуса |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
|
Вариант 0 |
0,87 |
0,38 |
0,45 |
0,34 |
0,85 |
0,76 |
0,44 |
0,95 |
0,78 |
0,68 |
0,61 |
0,62 |
Максимально допустимая энергоснабжающей организацией реактивная
нагрузка Qmax на вводах 10 кВ ГПП в часы максимума
Таблица 5[ 1 ] c 120
|
Вариант |
0 |
|
Qmax, Mвар |
13,5 |
Для всех корпусов эффективное число электроприемников (ЭП) принять nэ > 50. По площади корпусов вся нагрузка распределена равномерно. Число часов использования максимума нагрузки предприятия Тм = 3800 ч/год.
Источник питания – шины 110 кВ районной подстанции.
Мощность КЗ SКЗ на шинах 110 кВ районной подстанции
Таблица 6 [ 1 ] c 121
|
Вариант |
2 |
|
SКЗ, МВА |
1000 |
Длина трассы ВЛ-110 кВ от районной подстанции до предприятия
Таблица 7 [ 1 ] c 121
|
Вариант |
2 |
|
Длина трассы L, км |
11 |
Внешнее электроснабжение выполнить двухцепной ВЛ-110 кВ.
Расположение районной подстанции относительно предприятия
Таблица 8 [ 6 ] c 122
|
Вариант |
2 |
|
Расположение |
Справа |
Расположение районной подстанции относительно предприятия
а)
Рис. 1 Ситуационный план предприятия (расположение корпусов)
1. Определение расчетных нагрузок корпусов и предприятия.
1.1. Определение средних нагрузок корпусов за максимально загруженные смены.
Pсм i = kи i · Руст i; (1)
Qсм i = tg φi · Pсм i. (2)
где: Pсм i и Qсм i – средние нагрузки за максимально загруженные смены;
i = 1 … 12.
Ниже приведен расчет для 1-го цеха, для остальных цехов расчет производим идентично. Полученные данные расчетов заносим в табл. 9
Pсм 1 = kи 1· Руст 1= 0,49 · 4000 = 1960 кВт
Qсм 1 = tg φ1 · Pсм 1= 0,87 · 1960 = 1705,2 кВар
1.2. Определение расчетных нагрузок корпусов.
Pр i = Кр · Рсм i, (4)
Qр i = Кр · Qсм i (5)
где: Кр – коэффициент расчетной активной нагрузки на шинах низшего напряжения цеховых трансформаторов;
Кр – коэффициент расчетной реактивной нагрузки на шинах низшего напряжения цеховых трансформаторов. В курсовом проекте примем Кр = Кр.
Так как эффективное число приемников n >50, следовательно при KИ < 0.5, KР = 0.7; при KИ > 0.5, KР = 0.8. (Таблица 3)
Pр 1=Кр · Рсм 1 = 0,75 · 1960 = 1470 кВт;
Qр 1 = Кр · Qсм 1 = 0,75 · 1705,2 = 1278,9 кВар
1.3. Определение расчетной нагрузки для выбора цеховых трансформаторов.
, (6)
где S рi – полная расчетная нагрузка i-го цеха.
кВА;
1.4. Определение потерь в цеховых трансформаторах и цеховых сетях.
ΔРц 0,03 · Sр i; (7)
ΔQц 0,1 · Sр i. (8)
где: ΔРц , ΔQц - потери мощности в цеховых трансформаторах и цеховых сетях
ΔРц =0,03 · Sр i = 0,03 · = 58,44 кВт
ΔQц =0,1 · Sр i.= 0,1 · = 194,79 кВар
1.5. Определение полной расчетной мощности силовой нагрузки.
Pр10 = Ко (Рр i + ΔРц ); (9)
Qр10 = Ко (Qр i + ΔQц ), (10)
где: Ко – коэффициент одновременности максимумов, зависящий от коэффициента использования Ки по предприятию в целом;
Величина коэффициента Ки рассчитывается по формуле
(11)
При Ки < 0,5 Ко =0,8
Pр10 = Ко (Рр i + ΔРц )= 0.8·(30547,94+1259,49)= 25445,9 кВт
Qр10 = Ко (Qр i + ΔQц)= 0.8·(24258,5+4198,3)= 22765,4 кВар
(12)
кВА
Таблица 9 [ 1 ] c 124
|
№ |
Руст, кВт |
kи |
tg |
Рсм, кВт |
Qсм, квар |
Рр, кВт |
Qр, квар |
Sр, кВA |
Кр Кр |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
1 |
4000 |
0,49 |
0,87 |
1960 |
1705,2 |
1470 |
1278,9 |
1947,87 |
0.75 |
|
2 |
1400 |
0,38 |
0,38 |
532 |
202,16 |
372,4 |
141,51 |
398,38 |
0.7 |
|
3 |
2000 |
0,4 |
0,45 |
800 |
360 |
560 |
252 |
614,1 |
0.7 |
|
4 |
10000 |
0,5 |
0,34 |
5000 |
1700 |
3750 |
1275 |
3960,82 |
0.75 |
|
5 |
13400 |
0,49 |
0,85 |
6566 |
5581,1 |
4925,5 |
4185,8 |
6463,1 |
0.75 |
|
6 |
12000 |
0,44 |
0,76 |
5280 |
4012,8 |
3696 |
2808,96 |
4642,27 |
0.7 |
|
7 |
1440 |
0,43 |
0,44 |
619,2 |
272,448 |
433,44 |
190,71 |
473,54 |
0.7 |
|
8 |
11200 |
0,53 |
0,95 |
5936 |
5639,2 |
4452 |
4229,4 |
6140,69 |
0.75 |
|
9 |
12000 |
0,59 |
0,78 |
7080 |
5522,4 |
5664 |
4417,9 |
7183,23 |
0.8 |
|
10 |
8000 |
0,57 |
0,68 |
4560 |
3100,8 |
3648 |
2480,64 |
4411,52 |
0.8 |
|
11 |
16000 |
0,41 |
0,61 |
6560 |
4001,6 |
4592 |
2801,12 |
5378,92 |
0.7 |
|
12 |
600 |
0,65 |
0,63 |
390 |
245,7 |
312 |
196,56 |
368,75 |
0.8 |
|
|
92040 |
45283,2 |
32342,61 |
30547,94 |
24258,5 |
41983,19 |
продолжение
|
№ |
ΔРц, кВт |
ΔQц, квар |
Ки |
Ко |
Pр10, кВт |
Qmax, квар |
Sр10, кВА |
|
1 |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
16 |
17 |
|
1 |
58,44 |
194,79 |
|||||
|
2 |
11,95 |
39,838 |
|||||
|
3 |
18,42 |
61,41 |
|||||
|
4 |
118,8 |
396,1 |
|||||
|
5 |
193,89 |
646,31 |
|||||
|
6 |
139,27 |
464,23 |
|||||
|
7 |
14,21 |
47,35 |
|||||
|
8 |
184,22 |
614,31 |
|||||
|
9 |
215,5 |
718,32 |
|||||
|
10 |
132,35 |
441,15 |
|||||
|
11 |
161,37 |
537,89 |
|||||
|
12 |
11,06 |
36,87 |
|||||
|
|
1259,49 |
4198,3 |
0.49 |
0.8 |
25445,9 |
22765,4 |
34143,2 |
2. Выбор места расположения ГПП
Картограмму нагрузок строим на чертеже плана предприятия в масштабе 1:5000.
Центры электрических нагрузок цехов находятся в их центре, т.к., по условию, вся нагрузка распределена равномерно по площади корпусов. Обозначаем их на чертеже крестиком.
Для построения картограммы нагрузок выбираем масштаб m = 2
Находим радиусы картограммы нагрузки каждого цеха:
. (13)
= 15 мм,
для остальных цехов находим аналогично, полученные значения заносим в табл. 10
Пользуясь найденными значениями радиусов, на чертеже описываем окружности вокруг центров электрических нагрузок соответствующих цехов.
2.2. Определяем координаты центра нагрузок всего предприятия.
Снимаем координаты центров электрических нагрузок относительно начала осей координат X и Y – x, мм и y, мм и заносим полученные результаты в табл.10. В эту же таблицу вносим значения расчетных нагрузок цехов РРАСЧ (из табл. 9).
Таблица 10 [ 1 ] c 124
|
№ корпуса |
Ррасч |
мм |
мм |
Р*Х |
Р*У |
|
1 |
1470 |
390 |
613 |
573300 |
901110 |
|
2 |
372,4 |
341 |
75 |
68936,56 |
15162 |
|
3 |
560 |
309 |
527 |
111240 |
189720 |
|
4 |
3750 |
428 |
417 |
1605000 |
1563750 |
|
5 |
4925,5 |
160 |
613 |
787920 |
3018718,5 |
|
6 |
3696 |
111 |
224 |
410256 |
827904 |
|
7 |
433,44 |
229 |
537 |
99257,76 |
232757,28 |
|
8 |
4452 |
113 |
107 |
503076 |
476364 |
|
9 |
5664 |
152 |
429 |
860928 |
2429856 |
|
10 |
3648 |
60 |
429 |
218880 |
1564992 |
|
11 |
4592 |
348 |
222 |
1598016 |
1019424 |
|
12 |
312 |
236 |
408 |
73632 |
127296 |
|
|
|
6910442,32 |
12367053,78 |
Координаты центра электрических нагрузок предприятия вычисляются по формулам:
(14)
. (15)
Находим произведения расчетных нагрузок цехов на координаты x и y.
Рр 1 · x1 = 1470 · 390 = 573300 кВ·А · мм;
Рр 1 · y1 = 1470 · 613 = 90110 кВ·А · мм;
Для остальных цехов расчеты идентичные.
Координаты центра нагрузок предприятия:
Площадка ГПП наносится в масштабе на ситуационный план предприятия. Ориентировочные размеры открытых распределительных устройств комплектных блочных двухтрансформаторных подстанций напряжением 110/10 кВ составляют 30х40 м.
2.3. Местоположение ГПП.
Располагаем ГПП рядом с цехом № 12 (расположение показано на чертеже). Это позволяет разместить ГПП недалеко от центра электрических нагрузок, позволяет напрямую подвести ВЛ-110 кВ со стороны районной подстанции (справа от предприятия), сократить протяженность распределительных сетей 10 кВ, уменьшить расход проводникового материала, снизить потери электрической энергии.
В цехах предприятия большинство потребителей первой и второй категории. Следовательно, в соответствии с ПУЭ [1], должно быть не менее двух независимых источников питания. Двухтрансформаторные подстанции экономически более целесообразны, чем подстанции с большим числом трансформаторов. Исходя из этого, принимаем к установке 2 трансформатора. Применим трансформаторы с масляным охлаждением. Номинальная мощность каждого трансформатора ГПП, как правило, определяется аварийным режимом работы подстан ции. Поэтому при установке двух трансформаторов их мощность выбирается такой, что бы при выходе из работы одного из них оставшийся мог обеспечить нормаль ное электроснабжение потребителей с допустимой аварийной перегрузкой.
В послеаварийном режиме (при отключении 1-го трансформатора) для надежного электроснабжения потребителя предусматривается их питание от оставшегося в работе трансформатора. При этом часть неответственных потребителей с целью снижения нагрузки трансформатора, может быть отключена.
Мощность трансформатора необходимо выбирать с таким расчетом, чтобы его загрузка соответствовала наиболее экономичному режиму, который в значительной степени зависит от стоимости потерь электроэнергии.
В послеаварийном режиме для трансформаторов допускаются перегрузки в зависимости от охлаждения и эквивалентной температуры окружающего воздуха, а также от продолжительности работы с перегрузкой в течение суток. Эти перегрузки определяются по паспорту, а более точно – по суточным графикам нагрузки за характерные сутки (зимние и летние). При проверке загрузки трансформаторов в послеаварийном режиме следует иметь в виду, что на период ликвидации аварии разрешается отключать часть потребителей 3 категории.
Номинальная мощность трансформатора на подстанции, с числом трансформаторов п > 1 в общем виде определяется по выражению
, (16)
где Sр10 – расчетная полная нагрузка на стороне 10 кВ трансформаторов ГПП; k1,2 – коэффициент участия в нагрузке потребителей 1 и 2 категорий; kп = 1.4. – коэффициент допустимой аварийной перегрузки трансформаторов.
Коэффициент k1,2 определяется по следующей формуле
(17)
Расчет нагрузок сведен в таблицу 10.
Таблица 10[ 1 ] c 126
|
№ цеха |
Sрасч k1.2 |
|
|
1 |
0,85 |
1665,7 |
|
2 |
0,1 |
39,84 |
|
3 |
0,05 |
30,7 |
|
4 |
0,85 |
3366,7 |
|
5 |
0,9 |
5816,8 |
|
6 |
0,9 |
4178,04 |
|
7 |
1 |
473,54 |
|
8 |
1 |
6140,69 |
|
9 |
0,8 |
5746,6 |
|
10 |
0,85 |
3749,8 |
|
11 |
0,9 |
4841,03 |
|
12 |
1 |
368,75 |
|
|
36418,19 |
кВА
Выбираем ближайший больший по стандартной мощности трансформатор
МВА
Данные трансформатора с ближайшей стандартной мощностью представлены в таблицу 11.
Таблица 11 [ 5 ] c 149
|
Тип |
, кВ·А |
Напряжения обмоток, кВ |
Потери мощности, кВт |
uк , % |
iхх, % |
||
|
ВН |
НН |
||||||
|
ТРДН-25000/110 |
25000 |
115 |
10.5-10.5 |
25 |
120 |
10,5 |
0,65 |
Это трехфазный двухобмоточный трансформатор с расщепленной обмоткой низшего напряжения, с масляным охлаждением, с дутьем и естественной циркуляцией масла, с РПН, номинальной мощностью 25000 кВ·А, класса напряжения 110 кВ.
4. Схема электрических соединений ГПП
Подстанции 35-110 кВ следует проектировать преимущественно комплектными, заводского изготовления, блочной конструкции. Распределительные устройства (РУ) 35 кВ и выше рекомендуется выполнять открытого типа. РУ 6-10 кВ можно выполнять из комплектных шкафов наружной установки (КРУН). РУ 6-10 кВ закрытого типа следует применять: в районах, где по климатическим условиям не могут быть применены КРУН; в районах с загрязненной атмосферой; при числе шкафов более 25.
Для ограничения токов КЗ следует предусматривать раздельную работу трансформаторов ГПП. При мощности трансформатора 25 МВА и более применяется расщепление его вторичных обмоток. При недостаточности указанных мер на вводах 10 кВ устанавливаются токоограничивающие реакторы.
Закрытые РУ 35-220 кВ следует применять в районах с загрязненной атмосферой, со стесненной городской и промышленной застройкой, а также в суровых климатических условиях при соответствующем технико-экономическом обосновании.
Большую часть подстанций промышленных предприятий выполняют с открытыми РУ 110 кВ и закрытыми РУ 6-10 кВ.
При выборе схем подстанций следует отдавать предпочтение схемам без сборных шин.
Если подстанция проходная (транзитная) следует применять схему с рабочей и ремонтной перемычками (рис. 6.1, б). По рабочей перемычке с выключателем QB осуществляется транзит мощности. При выполнении ремонтных работ на этом выключателе транзит мощности осуществляется через ремонтную перемычку с разъединителями QS1 и QS2.
б)
Рис.2. Типовая схема подстанции без сборных шин
на стороне высшего напряжения (убрать перемычку Q)
5. Режимы работы нейтралей трансформаторов ГПП
Сети напряжением 110 кВ работают с эффективно заземленной нейтралью. Поэтому нейтрали трансформаторов ГПП на стороне 110 кВ соединяются с землей через заземляющий разъединитель. Режим заземления или разземления нейтрали трансформаторов определяется диспетчером энергосистемы.
Сети 10 кВ работают с изолированной или компенсированной (заземленной через индуктивность) нейтралью [1]. Режим компенсированной нейтрали принимается при токе однофазного замыкания на землю, превышающем 20 А. Величина этого тока в амперах для кабельной сети 10 кВ ориентировочно может быть оценена как
(18)
где U – номинальное напряжение сети, кВ; lК – суммарная длина электрически связанных кабельных линий, км.
В курсовом проекте по ситуационному плану следует ориентировочно оценить суммарную длину кабельной сети и выбрать режим нейтрали на стороне 10 кВ.
6. Определение сечения воздушных ВЛ-110 кВ
(19)
(20)
где ,- Потери мощности в трансформаторах ГПП
6.2 Расчетная нагрузка на стороне 110 кВ трансформаторов
. (21)
где - Расчетная нагрузка на стороне 110 кВ трансформаторов
6.3 Ток нормального режима в каждой цепи ВЛ 110 кВ
, А. (22)
где - Ток нормального режима в каждой цепи ВЛ 110 кВ
Для ВЛ напряжением выше 1 кВ применяются, как правило, сталеалюминиевые провода.
Сечение проводов ВЛ 110 кВ выбирается по экономической плотности тока [1] (табл. 8), в соответствии к которой экономическое сечение провода
, мм2. (23)
, мм2
Таблица 12[ 1 ] c 130
|
Проводники |
Плотность тока jэ, А/мм2, при Тmax, ч/год |
||
|
1000...3000 |
3000...5000 |
более 5000 |
|
|
Голые алюминиевые и сталеалюминиевые провода |
1,3 |
1,1 |
1,0 |
|
Кабели с бумажной пропитанной изоляцией с жилами: медными / алюминиевыми |
3,0 / 1,6 |
2,5 / 1,4 |
2,0 / 1,2 |
|
Кабели с пластмассовой изоляцией с жилами: медными / алюминиевыми |
3,5 / 1,9 |
3,1 / 1,7 |
2,7 / 1,6 |
Принимаем для ВЛ сталеалюминевые провода АС-120/19. Допустимый длительный ток для провода АС-120 составляет 390 А. При отключении 1 цепи ВЛ в послеаварийных режимах или ремонтных режимах ток в цепи составит
IВЛ па =2IВЛ = 180,2 А
Выбранное сечение должно удовлетворять следующим условиям:
q > qкор; (24)
где q – расчетное сечение провода ВЛ 110 кВ
qкор – минимально допустимое по условию коронирования сечение провода ВЛ 110 кВ, составляет qкор = 70 мм2 3.
120 > 70
q > qмех; (25)
где qмех – минимально допустимое по условию механической прочности сечение провода зависит от района по гололеду [3]. Для двухцепных линий qмех=120 мм2
120 = 120 мм2
Iд > IВЛ па, (26)
где IВЛ па – ток послеаварийного (ремонтного) режима.
390 > 180,2 А
После выбора сечения провода следует указать его марку и из справочной литературы привести паспортные данные:
Таблица 13 [ 8 ] c. 356
|
Марка провода |
Iд |
r0 |
x0 |
b0 ∙10-6 |
|
А |
Ом/км |
Ом/км |
См/км |
|
|
АС-120/19 |
390 |
0,244 |
0,427 |
2.658 |
Где r0 – погонное активное сопротивление провода, Ом/км;
x0 – погонное реактивное сопротивление провода, Ом/км;
b0 – погонная емкостная проводимость провода, См/км;
Iд – допустимый длительный ток, А.
7. Расчет токов КЗ
Расчет токов КЗ выполняется в предположении, что ни в одном из режимов параллельная работа элементов схемы электроснабжения не предусматривается.
Расчетная схема включает в себя питающую систему С, линию электропередачи W, трансформатор Т (рис. 3, а). Для проведения расчетов составляется схема замещения (рис. 3, б), в которой элементы расчетной схемы представлены ЭДС системы ЕС и сопротивлениями ZС, ZW и ZТ. Расчетные точки КЗ (К1 и К2) указаны на рис. 3
а) б)
Рис. 3. Расчетная схема (а) и схема замещения (б)
9.1. Выбор базисных условий
Поскольку схема охватывает две ступени напряжения, расчеты целесообразно выполнять в относительных базисных единицах (о.е.). В качестве независимых базисных величин выбираются базисная мощность Sб и базисное напряжение Uб.
Базисная мощность выбирает ся из соображений возможно го сокращения вычислительной работы. Здесь целесообразно принимать значения 100, 1000 MBА и т.д., мощность SКЗ на шинах районной подстанции или номинальную мощность трансформатора ГПП.
Базисное напряжение рекомендуется принимать равным среднему номинальному значению на каждой ступени напряже ния Uб1 = 115 кВ, Uб2 = 10,5 кВ.
Базисные значения токов, кА, рассчитываются по выражениям:
;
(27)
(28)
9.2. Сопротивления схемы
Система:
(29)
(30)
Линия:
, (31)
. (32)
Трансформатор с расщеплением вторичной обмоткой:
(33)
(34)
где 3,5 – коэффициент расщепления [1].
Суммарные сопротивления цепи до точки К1:
х1 = хС + хW; (37)
х1 = хС + хW = 1+ 0.36 = 1.36
r1 = rС + rW; (38)
r1 = rС + rW = + = 0.224
(39)
Суммарные сопротивления цепи до точки К2:
х2 = хС + хW + хТ; (40)
х2 = 1+ 0.36 +7.87 = 9.23
r2 = rС + rW + rТ; (41)
r2 = + + 0.096=0.32
(42)
Для оценки влияния на ток КЗ активных сопротивлений следует вычислить отношения и . При условии активным сопротивлением при расчете тока КЗ можно пренебречь.
9.3. Токи КЗ
Начальное значение периодической составляющей тока КЗ в точках К1 и К2, кА,
(43)
(44)
Постоянная времени затухания апериодической составляющей тока К3, с,
(45)
(46)
Ударный коэффициент
(47)
(48)
Ударный ток К3, кА
(49)
(50)
8. Выбор оборудования распределительных устройств
Аппараты и проводники электроустановок должны соответствовать окружающей среде и роду установки, иметь необходимую прочность изоляции, выдерживать токовую нагрузку длительного режима и токи КЗ, удовлетворять требованиям технико-экономической целесообразности и др.
8.1 Выбор выключателей на напряжение 110 кВ
Таблица 13
|
Условия выбора |
Выключатель типа ВГТ-110-40/2500У1 |
|
|
Справочный параметр |
Расчетный параметр |
|
|
Uном ≥ Uном уст |
Uном = 110 |
Uном уст = 110 |
|
Iном ≥ I max |
Iном = 2500 |
I max = 180,2 |
|
Iном откл > Iп0 |
Iном откл = 40 |
Iп0 = 3,64 |
|
iдин > iу |
iдин = 102 |
iу = 8,24 |
|
I2термtтерм > Вк |
I2термtтерм = 4800 |
Вк =9,1 |
Выбор и проверка выключателей осуществляется:
Uном ≥ Uном уст
где Uном – номинальное напряжение аппарата;
Uном уст – номинальное напряжение электроустановки, в которой используется аппарат
110 кВ = 110 кВ
Iном ≥ Imax
где Iном – номинальный ток аппарата, приводимый в справочных или каталожных данных;
Imax – наибольший длительный ток аппарата, определяемый по условиям послеаварийного или ремонтного режима.
2500 А > 180,2 А
Iном откл > Iпt, (44)
где Iном откл – номинальный ток отключения выключателя, приводимый в справочных или каталожных данных выключателя;
Iпt – действующее значение периодической составляющей расчетного тока КЗ в момент t расхождения контактов выключателя.
Для систем электроснабжения в большинстве расчетных случаев можно принять Iпt = Iп0.
40 кА > 3,64 кА
I2термtтерм > Вк, (54)
где Iтерм – ток термической стойкости; tтерм – время протекания тока термической стойкости; Вк – расчетный тепловой импульс тока КЗ.
Параметры Iтерм и tтерм принимаются по справочным данным выключателя. Тепловой импульс вычисляется по формуле
Вк = Iп02 [tк + Ta], (55)
Защита трансформаторов цеховых ТП осуществляется, как правило, высоковольтными плавкими предохранителями типа ПКТ, время срабатывания которых при КЗ составляет tпп = 0,02-0,04 с. Для каждой n-й вышерасположенной защиты к времени tпп следует добавить ступень селективности ∆t = 0,3 с. В общем случае tзащ = tпп + n∆t.
I2термtтерм = 402*3=4800 кА2*с
Вк=9,1 кА2·с
tзащ = 0.04 + (2×0.3) = 0.64
tк = 0.64 + 0,03= 0.67 сек
где tк = tзащ + tc.в – время протекания тока КЗ, состоящее из времени действия релейной защиты tзащ и собственного времени отключе ния выключателя tc.в
5. По электродинамической стойкости к току К3:
iдин > iу, (56)
где iу – расчетный ударный ток КЗ;
iдин – амплитудное значение тока динамической стойкости, принимаемое по справочным или каталожным данным выключателя.
102 кА > 8.24 кА
Выбранный выключатель ВГТ-110-40/2500У1 удовлетворяет условиям проверки на устойчивость к токам к.з.
8.2 Выбор выключателей на напряжение 10 кВ
Таблица 14
|
Условия выбора |
Выключатель типа ВБЧЭ-10-31,5/2500 |
|
|
Справочный параметр |
Расчетный параметр |
|
|
Uном ≥ Uном уст |
Uном = 10 |
Uном уст = 10 |
|
Iном ≥ I max |
Iном = 2500 |
I max = 2023 |
|
Iном откл > Iп0 |
Iном откл = 31,5 |
Iп0 = 5,95 |
|
iдин > iу |
iдин = 81 |
iу = 15,9 |
|
I2термtтерм > Вк |
I2термtтерм = 2976 |
Вк =27,6 |
Выбор и проверка выключателей осуществляется:
Uном ≥ Uном уст
10 кВ = 10 кВ
Iном ≥ Imax
= 2023А
2500 А > 2023А
Iном откл > Iпt, (44)
31 500 А > 5 95 А
I2термtтерм > Вк, (54)
I2термtтерм = 31,52*3=2976 кА2*с
Вк=27,6 кА2·с
tзащ = 0.04 + 0.3 = 0.34
tк = 0.34 + 0,09= 0.35 сек
5. По электродинамической стойкости к току К3:
iдин > iу, (56)
81 кА > 15,9 кА
Выбранный выключатель ВБЧЭ-10-31,5/2500 удовлетворяет условиям проверки на устойчивость к токам к.з.
8.3 Выбор разъединителей на стороне 110 кВ
Таблица 15
|
Условия выбора |
Разъединитель типа РДНЗ-110(Б)/1000(н)УХЛ1 |
|
|
Справочный параметр |
Расчетный параметр |
|
|
Uном ≥ Uном уст |
Uном = 110 |
Uном уст = 110 |
|
Iном ≥ I max |
Iном = 1000 |
I max = 180,2 |
|
Iскв > iу |
Iскв = 80 |
iу = 8,24 |
|
I2термtтерм > Вк (главные ножи) |
I2термtтерм = 2976 |
Вк = 9,1 |
|
I2термtтерм > Вк (заземляющие ножи) |
I2термtтерм = 992 |
Вк = 9,1 |
Uном ≥ Uном уст
110 кВ = 110 кВ
Iном ≥ Imax
1000 А > 180,2 А
I2термtтерм > Вк, (54)
Защита трансформаторов цеховых ТП осуществляется, как правило, высоковольтными плавкими предохранителями типа ПКТ, время срабатывания которых при КЗ составляет tпп = 0,02-0,04 с. Для каждой n-й вышерасположенной защиты к времени tпп следует добавить ступень селективности ∆t = 0,3 с. В общем случае tзащ = tпп + n∆t.
tзащ = 0.04 + (2×0.3) = 0.64
tк = 0.64 + 0,03= 0.94 сек
где tк = tзащ + tc.в – время протекания тока КЗ, состоящее из времени действия релейной защиты tзащ и собственного времени отключе ния выключателя tc.в
I2термtтерм = 31,52*3=2976 кА2*с
I2термtтерм = 31,52*1=992 кА2*с
Вк=9,1 кА2·с
5. По электродинамической стойкости к току К3:
iскв > iу, (56)
80 кА > 8.24 кА
Выбранный выключатель РДНЗ-110(Б)/1000(н)УХЛ1удовлетворяет условиям проверки на устойчивость к токам к.з.
8.4 Выбор трансформатора напряжения на стороне 110 кВ
Таблица 16
|
Условия выбора |
Трансформатор напряжения типа НОГ-110 II УХЛ1 |
|
|
Справочный параметр |
Расчетный параметр |
|
|
Uном ≥ Uном уст |
Uном = 110 |
Uном уст = 110 |
|
Класс точности |
0,5 |
0,5 |
|
S2 ≤ Sном |
300 |
56 |
S2 =
S2 =
Таблица 17
|
Прибор |
Тип |
S, 1обм. ВА |
Число обм. |
cos |
sin |
Число приб. |
Общая потребл. мощн. |
|
|
Р, Вт |
Q, Вар |
|||||||
|
Вольтметр |
Э-335 |
2 |
1 |
1 |
0 |
2 |
4 |
- |
|
Ваттметр |
Д-335 |
1,5 |
2 |
1 |
0 |
2 |
6 |
- |
|
Варметр |
Д-335 |
1,5 |
2 |
1 |
0 |
2 |
6 |
- |
|
Датчик акт.мощн. |
Е-829 |
10 |
- |
1 |
0 |
2 |
20 |
- |
|
Датчик реакт. мощн. |
Е-830 |
10 |
- |
1 |
0 |
2 |
20 |
- |
|
Итого |
56 |
0 |
Выбранный ТН НОГ-110 II УХЛ1удовлетворяет условиям проверки на устойчивость к токам к.з.
Таблица 18
|
Условия выбора |
Трансформатор тока типа ТГФ-110 |
|
|
Справочный параметр |
Расчетный параметр |
|
|
Uном ≥ Uном уст |
Uном = 110 |
Uном уст = 110 |
|
Iном ≥ I max |
Iном = 2500 |
I max = 180,2 |
|
Класс точности |
0,5 |
0,5 |
|
I2термtтерм > Вк |
I2термtтерм = 4800 |
Вк =9,1 |
|
iдин > iу |
iдин = 56,57 |
iу = 8,24 |
|
1.06 |
1.2 |
Вторичная нагрузка ТА
Таблица 19
|
Прибор |
Тип |
Нагрузка на фазу |
||
|
А |
В |
С |
||
|
Амперметр |
Э-350 |
0,5 |
0,5 |
0,5 |
|
Ваттметр |
Д-335 |
0,5 |
0,5 |
|
|
Варметр |
Д-335 |
0,5 |
0,5 |
|
|
Датчик акт.мощн. |
Е-829 |
1 |
1 |
|
|
Датчик реакт. мощн. |
Е-830 |
1 |
1 |
|
|
Фиксатор имп.дейтсвия |
3 |
3 |
||
|
Итого |
5 |
6,5 |
0,5 |
6,5 |
Выбор сечения проводов:
Принимаем контрольный кабель КВВГ 4
Выбранный ТА ТГФ-110 удовлетворяет условиям проверки на устойчивость к токам к.з.
Таблица 20
|
Условия выбора |
Трансформатор тока типа ТЛШ10-У3 |
|
|
Справочный параметр |
Расчетный параметр |
|
|
Uном ≥ Uном уст |
Uном = 100 |
Uном уст = 10 |
|
Iном ≥ I max |
Iном = 3000 |
I max = 2023 |
|
Класс точности |
0,5 |
0,5 |
|
I2термtтерм > Вк |
I2термtтерм = 2976 |
Вк =27,6 |
|
iдин > iу |
iдин = 56,57 |
iу = 81 |
|
1.06 |
0,8 |
Вторичная нагрузка ТА
Таблица 21
|
Прибор |
Тип |
Нагрузка на фазу |
||
|
А |
В |
С |
||
|
Амперметр |
Э-335 |
0,5 |
0,5 |
0,5 |
|
Ваттметр |
Д-335 |
0,5 |
0,5 |
|
|
Варметр |
Д-335 |
0,5 |
0,5 |
|
|
Счетчик акт.мощн. |
САЗ-И681 |
2,5 |
2,5 |
|
|
Счетчик реакт. мощн. |
СРЧ-И676 |
2,5 |
2,5 |
|
|
Итого |
5 |
4 |
5,5 |
4 |
Выбор сечения проводов:
Принимаем контрольный кабель КВВГ 2,5
Выбранный ТА ТЛШ10-У3 удовлетворяет условиям проверки на устойчивость к токам к.з.
8.7 Определение минимально-допустимого по термической стойкости токов К3 сечения кабельных линий 10 кВ.
Считая, что за сопротивлением xС система бесконечной мощности, принимаем, что периодическая составляющая тока К3 неизменна во времени.
Определяем минимально-допустимое сечение по термической стойкости отходящих кабелей по выражению:
, мм2 (48)
где - параметр, зависящий от материала проводника: для кабелей напряжением 10 кВ с алюминиевыми многопроволочными жилами и бумажной изоляцией 90
= 64.7 мм2
Так как qтер min > 50 , то выбираем ближайшее стандартное сечение 70 мм2.
Отходящие от ГПП кабели 10 кВ не могут быть меньше этого сечения.
9. Выбор цеховых трансформаторов
При выборе цеховых трансформаторов определяют их тип, номинальную мощность, количество и место размещения.
При наружной установке применяют масляные трансформаторы, для внутренней установки также преимущественно рекомендуется их использование. Сухие трансформаторы применяются в электроустановках, где требуется экологическая и пожарная безопасность, на отметках выше первого этажа.
Ориентировочно выбор единичной мощности цеховых трансформаторов корпуса может производиться по удельной плотно сти нагрузки (кВ×А/м2) и полной расчетной нагрузке (кВ×А) этого корпуса.
При суммарной на грузке более 3000... 4000 кВ×А и удельной плотности 0,2 ... 0,5 кВ×А/м2 целесообразно применять транс форматоры мощностью 1600 кВ×А; при плотности нагрузки более 0,5 кВ×А/м2 – трансформаторы 2500 кВ.А, при плотности нагрузки ниже 0,2 кВ×А/м2 – трансформаторы 630-1000 кВ×А.
Для удобства эксплуатации, резерви рования и взаимозаменяемости число типоразмеров трансфор маторов на одном предприятии следует принимать не более трех. Поэтому цеха с небольшой нагрузкой следует питать на напряжении 0,4 кВ от ТП рядом стоящих цехов большой мощности.
Для питания потребителей с электроприемниками 1 и 2 категорий надежности применяются двухтрансформаторные ТП.
При выбранном типе и единичной мощности цеховых трансформаторов число их в каждом корпусе зависит от степени компенсации реактивной мощности в сетях напряжением до 1 кВ и коэффициента загрузки kз, значение которого для двухтрансформаторных подстанций следует принять kз = 0,7…0,8.
Число трансформаторов в каждом корпусе при практически полной компенсации реактивной мощности в сети напряжением до 1 кВ (Nmin) и при отсутствии такой компенсации (Nmах) определяется следующим образом:
(63)
Полученные величины Nmin и Nmах должны быть округлены до ближайшего большего целого числа.
Выбор оптимального количества трансформаторов N осуществляется, в общем случае, путем технико-экономического сравнения вариантов числа трансформаторов и выбираемой мощности компенсирующих устройств до 1 кВ. В курсовом проекте число трансформаторов N следует принять равным ближайшему к Nmin большему четному числу.
В качестве цеховых ТП, как правило, применяются КТП с масляными трансформаторами ТМГ и ТМЗ. Цеховые ТП могут быть внутрицеховыми, встроенными в общий контур корпуса, пристроенными к корпусу и отдельно стоящими. При отсутствии каких-либо технических ограничений следует применять внутрицеховые КТП.
Единичная мощность трансформаторов определяется как функция удельной плотности нагрузки:
Расчеты по выбору числа и мощности цеховых трансформаторов сведены в
таблицу 21.
Таблица 22
|
№ корпуса |
F, м2 |
σ, кВ·А/м2 |
Sном, кВ*А |
Nmin |
Nmax |
Nопт.выбр |
|
1 |
6000 |
0,32 |
1600 |
1,15 |
1,52 |
2 |
|
2 |
5749 |
0,07 |
||||
|
3 |
3600 |
0,17 |
1000 |
0,7 |
0,76 |
2 |
|
4 |
18750 |
0,21 |
1600 |
2,9 |
4,95 |
4 |
|
5 |
16200 |
0,4 |
1600 |
3,85 |
5,05 |
4 |
|
6 |
16200 |
0,28 |
1600 |
2,89 |
3,63 |
4 |
|
7 |
1399 |
0,34 |
1600 |
0,34 |
0,37 |
2 |
|
8 |
16204 |
0,38 |
1600 |
3,48 |
4,79 |
4 |
|
9 |
17150 |
0,42 |
2500 |
2,99 |
5,9 |
4 |
|
10 |
17150 |
0,26 |
1600 |
2,85 |
3,45 |
4 |
|
11 |
16200 |
0,33 |
1600 |
3,88 |
3,76 |
4 |
|
12 |
4500 |
0,08 |
Электроснабжение корпуса №2 осуществляется от подстанции, расположенной в корпусе №11.
Электроснабжение корпуса №12 осуществляется от подстанции, расположенной в корпусе №9.
10. Распределение электроэнергии по территории предприятия
Выбор конструкции и схемы распределительной сети определяется категорией надежности электроприемников потребителей, их территориальным размещением, особенностями режимов работы.
Для внутризаводского электроснабжения используется, как правило, кабельная распределительная сеть, построенная по радиальной, магистральной или смешанной схеме.
Следует иметь в виду, что в магистральной схеме к одной магистрали могут подключаться 2-3 трансформатора мощностью 1000 … 1600 кВА или 4-5 трансформаторов мощностью 250 … 630 кВА [2].
При питании ответственных потребителей (1 и 2 категории надежности) радиальные и магистральные схемы выполняются резервированными.
Кабельные линии следует прокладывать в земляных траншеях. Согласно [3] в одну траншею укладывается не более 6 кабелей. Траншеи должны проходить вдоль стен корпусов. Если траншей несколько они идут параллельно. Кабельные лини, питающие двухтрансформаторную ТП цеха, в котором преобладающей является нагрузка 1 категории надежности, должны проходить в разных траншеях.
В корпусах предприятия ТП следует располагать вдоль одной из длинных сторон корпуса, желательно ближайшей к ГПП, при небольшой ширине корпуса, а в многопролетных корпусах – в шахматном порядке вдоль двух его длинных сторон или между колонами смежных пролетов.
При радиальной схеме питания обычно осуществляется глухое присоединение трансформаторов к линиям 6-10 кВ, идущим от ГПП. При магистральном питании на вводе трансфор матора устанавливают: при номинальной мощности Sном ≥ 630 кВ×А – предо хранитель и выключатель нагрузки; при Sном ≤ 400 кВ×А – разъединитель и предохранитель.
Трассы кабельных линий и места расположения ТП в корпусах предприятия показаны на чертеже 1 графической части проекта.
11. Компенсация реактивной мощности
По установленному энергоснабжающей организацией значению Qmax вычисляется суммарная мощность компенсирующих устройств предприятия,
обеспечиваемая установкой батарей конденсаторов напряжени ем до и выше 1 кВ
QКУ = Qр 10 – Qmax, (64)
где Qmax – реактивная мощность, ограниченная энергоснабжающей организацией (табл. 2.5);
Qр 10 – расчетная реактивная нагрузка в соответствии с (3.6).
QКУ = 22765,4 – 13500 = 9265,4 кВАр
Наибольшая суммарная реактивная мощность, которая может быть передана через трансформаторы i-го корпуса со стороны 10 кВ в сеть низкого напряжения
составит (65)
где N – количество трансформаторов; kз – коэффициент загрузки трансформаторов (см. п. 11); Sном – номинальная мощность трансформатора; Рр i – расчетная активная нагрузка i-го корпуса.
По условию баланса реактивной мощности на шинах низкого напряжения цеховых ТП мощность батарей конденсаторов напряжени ем до 1 кВ в i-м корпусе составит
QБНН i = Qр i – SQт. (66)
где Qр i – расчетная реактивная нагрузка i-го корпуса.
QБНН 1 = 1278.9 - 2095.9 = -817 кВАр
QБНН 2,11 = (141.51+2801.12) – 1252.6 = 1690 кВАр
QБНН 3 = 252 – 1498.8 = -1246.8 кВАр
QБНН 4 = 1275 – 3485.9 = -2210.9кВАр
QБНН 5 = 4185.8 - 1402.4 = 2783.4 кВАр
QБНН 6 = 2808.56-3543.2 = -734.64 кВАр
QБНН 7 = 190.71 – 2523 = -2332.2 кВАр
QБНН 8 = 4529.4 – 2528.7 = 1700.7 кВАр
QБНН 9,12 = (196.56+4417.9) – 5318.6 = -704.14 кВАр
QБНН 10= 2480.64 – 3592.6 = -1111.96 кВАр
Если выражение даст отрицательный результат, конденсаторные установки в корпусе не выбираются.
Мощность батареи конденсаторов на стороне низкого напряжения j-го трансформатора i-го корпуса.
QБНН j = QБНН i /N. (67)
По полученному значению определяется тип и стандартная мощность низковольтной конденсаторной установки Qст j. Целесообразно выбирать регулируемые конденсаторные установки.
Не рекомендуется чрезмерное дробление мощности конденсатор ных установок. Если расчетная мощность установки получается менее 30 квар, то батарея конденсаторов не выбирается.
QБНН 2,11 = 1690 /4=422,5 кВАр
Принимаем к установке: УКРМ-0,4-425-25-9
QБНН 5 = 2783,4 /4=695,8 кВАр
Принимаем к установке: УКРМ-0,4-700-50-14
QБНН 8 = 1700,7/4=425,2 кВАр
Принимаем к установке: УКРМ-0,4-425-25-9
Расчетная реактивная мощность i-го корпуса после компенсации составит
Qр i пк = Qр i – Qст j. (68)
Qр i ПК 2,11 = (141,51+2801,12) – (4×425) = 1242,63 кВАр
Qр i пк 5 = 4185,8 – (4×700) = 1385,8 кВАр
Qр i пк 8 = 4229,4 – (4×425) = 2529,4 кВАр
Расчетная полная мощность i-го корпуса после компенсации уменьшится до значения
. (69)
=5023 кВА
=5120 кВА
=5120 кВА
Загрузка трансформаторов корпуса после установки низковольтных конденсаторных батарей
kз ПК i = Sр пк i / NSном. (70)
kз ПК 2,11 = 5023/ (4×1600)=0.8
kз ПК 5 = 5120 / (4×1600)=0.8
kз ПК 8 = 5120/ (4×1600)=0.8
Результаты выбора низковольтных конденсаторных установок сведены в таблицу 23.
Таблица 23
|
№ |
Рр, кВт |
Qр, квар |
Sном, кВ×А |
N, шт. |
QБНН, квар |
Тип и кол-во КУ |
Qр пк, квар |
Sр пк, кВА |
kз пк |
Sр , кВА |
|
1 |
1470 |
1278,9 |
1600 |
3 |
-817 |
1947,87 |
||||
|
2+11 |
4964,4 |
2942,6 |
1600 |
4 |
1690 |
УКРМ-0,4-425-25-9 |
1242,63 |
5023 |
0,8 |
|
|
3 |
560 |
252 |
1000 |
2 |
-1246,8 |
614,1 |
||||
|
4 |
3750 |
1275 |
1600 |
4 |
-2210,9 |
3960,82 |
||||
|
5 |
4924,2 |
4185,8 |
1600 |
4 |
2783,4 |
УКРМ-0,4-700-50-14 |
1385,8 |
5120 |
0,8 |
|
|
6 |
3696 |
2808,56 |
1600 |
4 |
-734,64 |
4642,27 |
||||
|
7 |
433,44 |
190,71 |
1600 |
2 |
-2332,2 |
473,54 |
||||
|
8 |
4452 |
4229,4 |
1600 |
4 |
1700,7 |
УКРМ-0,4-425-25-9 |
2529,4 |
5120 |
0,8 |
|
|
9+12 |
5976 |
4614,46 |
2500 |
4 |
-704,14 |
7551,98 |
||||
|
10 |
3648 |
2480,64 |
1600 |
4 |
-1111,96 |
4411,52 |
Примечание. Индексы «пк» обозначают параметры после компенсации.
Мощность компенсирующих устройств в сети выше 1 кВ определяется по условию баланса реактивной мощнос ти на шинах вторичного напряжения ГПП
QБВН = QКУ – QБНН. (71)
QБВН = 9265,4 – 1543,5 = 7721,9 кВАр
7721,9/4=1930,5 кВАр
Принимаем к установке УКРЛ(П)57-10,5-2250-450 У3 (4 шт.)
Конденсаторные установки напряжением выше 1 кВ целесо образно устанавливать на шинах 10 кВ ГПП или РП, равномерно распределяя их по секциям.
Не рекомендуется чрезмерное дробление мощности конденсатор ных установок. Если расчетная мощность конденсаторной установки выше 1 кВ получается меньше 150 квар, то батарея конденсаторов не выбирается.
Распределительную сеть 10 кВ предприятия следует выполнять кабелями с бумажно-пропитанной изоляцией или с изоляцией из сшитого полиэтилена, проложенными в земляной траншее.
Сечения кабельных линий выбираются по экономической плотности тока и проверяются по нагреву током послеаварийного режима. Кроме того, выбранные сечения кабелей должны быть термически стойкими к току КЗ
1
|
Проводники |
Плотность тока jэ, А/мм2, при Тmax, ч/год |
||
|
1000...3000 |
3000...5000 |
более 5000 |
|
|
Голые алюминиевые и сталеалюминиевые провода |
1,3 |
1,1 |
1,0 |
|
Кабели с бумажной пропитанной изоляцией с жилами: медными / алюминиевыми |
3,0 / 1,6 |
2,5 / 1,4 |
2,0 / 1,2 |
|
Кабели с пластмассовой изоляцией с жилами: медными / алюминиевыми |
3,5 / 1,9 |
3,1 / 1,7 |
2,7 / 1,6 |
В соответствии с нормативными документами допустимая перегрузка кабелей в послеаварийном режиме составляет:
- для кабелей с бумажно-пропитанной изоляцией kп = 1,3;
- для кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена kп = 1,2.
Выбранная в соответствии с рекомендациями п. 12 кабельная сеть состоит из отдельных участков, связывающих ГПП и ТП различных корпусов. Расчетная нагрузка каждого участка сети определяется суммированием расчетных нагрузок ТП корпусов, получающих питание по рассматриваемому участку сети.
Sp ГПП-ЦЕХ1 = Sр (цех1) /2 = 1947,87/2 = 973,9 кВА
Sp ГПП- ЦЕХ 3 = Sр (цех3) /2 = 614,1/2 = 307,5 кВА
Sp ГПП- ЦЕХ 4 = Sр (цех4) /4 = 3960,82/4 = 990 кВА
Sp ГПП- ЦЕХ 5 = Sр пк (цех5) /4 = 5120/4 = 1280 кВА
Sp ГПП- ЦЕХ 6 = Sр (цех6) /4 = 3960,82/4 = 990,2 кВА
Sp ГПП- ЦЕХ 7 = Sр (цех7) /2= 473,54/2 = 236,8 кВА
Sp ГПП- ЦЕХ 8 = Sр пк (цех8) = 5120/4 = 1280 кВА
Sp ГПП- ЦЕХ 9 = ( Sр (ЦЕХ -9) + Sр (ЦЕХ -12) ) /4 = 7551,98/4 = 1887,99 кВА
Sp ГПП- ЦЕХ 10 = Sр (ЦЕХ -10) / 4 = 4411,52/4 = 1102,9 кВА
Sp ГПП- ЦЕХ 11 = ( Sр пк (ЦЕХ -11) + Sр пк (ЦЕХ -2) ) /4= 5023/4 = 1255,7 кВА
Расчетный ток одного кабеля на участке сети
(73)
где n – число кабелей на участке магистрали.
Экономическое сечение кабеля
(74)
Выбирается ближайшее меньшее стандартное сечение q и проверяется по условию термической стойкости q < qmin.
Предварительно принимается кабель для всех кабельных линий марки АСБ 3х70-10, что во всех случаях удовлетворяет условию термической стойкости q < qmin, а также п. 6.3.8
По справочным материалам определяется допустимый длительный ток кабеля Iд.
Iд = 162 А
Выбранное сечение проверяется по нагреву в послеаварийном режиме по условию:
Iij па < kn kп Iд,
где Iij па – ток послеаварийного режима; для радиальных и магистральных схем Iij па = 2Iр ij;
kn – коэффициент, учитывающий количество кабелей в одной траншее; при количестве кабелей
n = 1…6 коэффициент kn = 1…0,75.
При невыполнении условия сечение кабеля увеличивается и проверка повторяется.
Условие выполняется, принимаем кабель АСБ 3х70-10
В пояснительной записке результаты выбора сечений кабельных линий сведены в таблицу 24:
Таблица 24[1] c.145
|
Участок сети |
Sp, кВ×А |
Ip, A |
qэ, мм2 |
qmin, мм2 |
q, мм2 |
Iд, A |
Iпа, А |
k n |
k п |
Марка кабеля |
|
ГПП-ЦЕХ1 |
973,9 |
28,1 |
20,1 |
35 |
70 |
162 |
54,2 |
0,9 |
1,3 |
АСБ 3х70 |
|
ГПП-ЦЕХ3 |
307,5 |
8,89 |
6,35 |
35 |
70 |
162 |
17,8 |
0,9 |
1,3 |
АСБ 3х70 |
|
ГПП-ЦЕХ4 |
990 |
14,3 |
10,2 |
35 |
70 |
162 |
28,6 |
0,8 |
1,3 |
АСБ 3х70 |
|
ГПП-ЦЕХ5 |
1280 |
18,5 |
13,2 |
50 |
70 |
162 |
37 |
0,8 |
1,3 |
АСБ 3х70 |
|
ГПП-ЦЕХ6 |
990,2 |
14,3 |
10,2 |
35 |
70 |
162 |
28,6 |
0,8 |
1,3 |
АСБ 3х70 |
|
ГПП-ЦЕХ7 |
236,8 |
6,85 |
4,89 |
35 |
70 |
162 |
13,7 |
0,9 |
1,3 |
АСБ 3х70 |
|
ГПП-ЦЕХ8 |
1280 |
18,5 |
13,2 |
35 |
70 |
162 |
37 |
0,8 |
1,3 |
АСБ 3х70 |
|
ГПП-ЦЕХ9 |
1887,99 |
27,2 |
19,4 |
35 |
70 |
162 |
54,4 |
0,8 |
1,3 |
АСБ 3х70 |
|
ГПП-ЦЕХ10 |
1102,9 |
15,9 |
11,4 |
35 |
70 |
162 |
31,8 |
0,8 |
1,3 |
АСБ 3х70 |
|
ГПП-ЦЕХ11 |
1255,7 |
18,1 |
12,9 |
35 |
70 |
162 |
36,2 |
0,8 |
1,3 |
АСБ 3х70 |
1.Методические указания к решению курсового проекта.
2.Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок. ПОТ РН-016-2001 РД 153-340-03.150-00 Санкт-Петербург 2001.
3.Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций и тепловых сетей: ВНТП-81 Минэнерго СССР- М.:ЦНТИ Информэнерго 1981.
4.Электрическая часть электрических станций и подстанций Справочный материал. Под редакцией Б.Н. Неклепаева М: Энергия 1978.
5. Электрическая часть электрических станций и подстанций Справочный материал для курсового и дипломного проектирования. Учебное пособие для энергетических специальностей ВУЗов/Крючков И.П. Кувшинский Н.Н.
6.Методическое пособие по выбору электрооборудования 2007
7.Рожков Л.Д., Козулина В.С. Электрооборудование станций и подстанций: учебник для техникумов 3-е издание переработанное и дополненное-М. Энергоатом-издат 1987-648с.
8. Правила устройства электроустановок.