Выдержка из текста работы
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 Кс — средневзвешенный коэффициент спроса (берем из справочной литературы [3]); Рнi — 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 tgцi — средневзвешенный коэффициент, соответствующий cosцi, (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 Руд.i — удельная мощность осветительной нагрузки, Вт/м2 (принимаем из приложения Б); Fi — площадь цеха по плану, м2; Ксоi — 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 Fтерр.о., м2 по формуле
, (1.7)
где Fтерр.У — суммарная площадь промышленного предприятия, м2; УFцехов — 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 Fтерр.о. меньше 200000 м2, то удельную мощность осветительной нагрузки наружного освещения принимаем равной Руд.осв. = 0,22 Вт/м2. Средневзвешенный коэффициент спроса на наружное освещение принимаем равным Ксо.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 Sро.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 ?Рц.тр., кВт и
реактивные ?Qц.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 Крм — коэффициент разновременности максимума, указывающий на несовпадение максимумов низковольтной и высоковольтной нагрузок (принимаем для активной и реактивной мощностей Крм = 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 tgцест.год.
, (1.15)
где Тма — время потребления максимума активной энергии, часы (выбираем из справочной литературы [3]); Тмр — время потребления максимума реактивной энергии, часы (выбираем из справочной литературы [3]).
Подставляя значение в формулу (1.15), получаем
В связи с тем, что tgцест.год. не соответствует нормируемому значению tgцнорм = 0,33, производим компенсацию реактивной мощности.
Находим среднегодовую потребляемую активную мощность Рсг, кВт по формуле
, (1.16)
где Тг — 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 ?Ртр.гпп, кВт и реактивные ?Qтр.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 |
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 Sрi, кВ•А i — го цеха по формуле
, (2.1)
где Рр.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 Рро.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 хi, м и оси ординат уi, м.
Рассчитываем координаты центра электрических нагрузок завода Хо, м и Уо, 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; Рзав — активная мощность, потребляемая заводом, МВт.
б) формула С.Н. Никогосова
. (3.5)
в) формула Ларионова
, (3.6)
где Роц — мощность одной цепи, равная половине мощности завода, МВт.
Подставляя численные значения в формулы (3.4)-(3.6), получаем
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. Uном = 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 Iл.расч, А по формуле
, (3.7)
Определяем максимальный расчетный ток линии Iл.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 Iдоп = 610 А и lДU1% =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 LДU1% — длина линии на 1 % потери напряжения при полной агрузке, км (принимаем из справочной литературы [2]); Lзад. — длина линии от системы до ГПП, км (принимаем из приложения А); ДUдоп% — допустимая потеря напряжения, % (для нормального режима работы линии ДUдоп% = 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 Sб = 1000 МВ·А, а напряжение равное среднему напряжению ступени Uб = Uср.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 Iпо, кА по формуле
, (3.14)
где Ес — ЭДС системы (принимаем Ес = 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 Uв.ном =220 кВ, Iв.ном.дл= 1000 А, Iв.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. Uном = 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 Iл.расч, А по формуле (3.7)
Определяем максимальный расчетный ток линии Iл.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 Iдоп = 210 А и lДU1% =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 Sб = 1000 МВ·А, а напряжение равное среднему напряжению ступени Uб = Uср.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 Iпо, 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 Uв.ном = 35 кВ, Iв.ном.длит = 630 А, Iв.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. Uном = 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 Iл.расч, А по формуле (3.10)
Определяем максимальный расчетный ток линии Iл.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 Iдоп = 375 А и lДU1% =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 М1ф. — 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); Сруб. — 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 ?Рдоп — 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 Тма — 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 цл — норма амортизационных отчислений на линию, % (для ВЛ напряжением 220 кВ принимаем цл = 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.
3.7 Технико-экономическое сравнение вариантов внешнего электроснабжения
3.7.1 Расчет ТЭП питающих линий на напряжение Uном = 220 кВ. Из справочной литературы [1] для выключателя типа ВМТ-1000/220Б-20 выбираем стоимость ячейки Сячейки = 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
Кяч = 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 цв — норма амортизационных отчислений на выключатели, % (для всего электрооборудования, в том числе выключатели цв=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 Uном = 35 кВ производим по аналогичным формулам (3.34) — (3.38) и также сводим в таблицу 3.6.
3.7.2 Определение ТЭП ГПП на Uном = 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 СОРУ = 9,52 тыс. руб.
По справочной литературе [2] определяем следующие данные для ранее выбранного трансформатора ТМН-6300/220:
— потери холостого хода ?Рхх = 22 кВт;
— потери короткого замыкания ?Ркз = 89 кВт;
— напряжение короткого замыкания Uкз = 10,5 %;
— ток холостого хода Iхх = 1 %;
— стоимость Стр = 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 Кип — коэффициент изменения потерь (принимается Кип=0,07?0,12); Iхх — 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 ?Этр., тыс.кВт•ч находим по формуле
, (3.43)
где Тг — количество часов в году.
Подставляя значения в вышеуказанную формулу (3.43), получаем
Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах Сп.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 Uном= 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 (Sт.ном) выбирается по расчетной мощности, исходя из условия экономичной работы трансформатора в нормальном режиме и допустимой перегрузки от Sт.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 Sp — 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 Sт.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 Sр.ТП1, активную и реактивную составляющую Рр.ТП и Qр.ТП.
Естественный tgцест 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 |
2×216 2×54 |
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 |
2×216 2×54 |
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 Iр.л1=151 А. Следовательно максимальный ток составит Iр.max л1=302 А. По допустимому току нагрева из справочной литературы [6] выбираем сечение кабеля S = 150 мм2, с Iдоп= 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 Кп =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 Iп0, 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·с0,5/мм2.
Подставляя данные в формулу (4.30), получаем
Расчет токов короткого замыкания для варианта напряжения 220/10 кВ аналогичен, отличие состоит лишь в том, что сопротивление трансформатора системы не включаем для варианта с напряжением 220 кВ, так как питание идет непосредственно от шин системы, так же учитываем сопротивление понижающего трансформатора. Результаты расчета сводим в таблицу 4.5.
Таблица 4.5 — Расчет токов короткого замыкания
|
Вариант напряжений, кВ |
Точка КЗ |
Iп0, кА |
iуд, кА |
Вк, А2·с·106 |
Sту min, мм2 |
|
|
220/10 кВ |
К2-ВЛ |
6,06 |
16,4 |
11,4 |
36 |
|
|
35/10 кВ |
К2-ВЛ |
7,37 |
19,3 |
14,3 |
40 |
Из таблицы 4.5 видно, что на варианте с напряжением 220 кВ превышают токи КЗ, чем в других вариантах. Использование данного варианта однозначно вызовет удорожание схемы внутреннего электроснабжения. Это связано с увеличением сечений кабельных линий ввиду больших значений токов коротких замыканий и, как следствие, минимального термически устойчивого сечения.
4.4.3 Проверка линий на термическую устойчивость к токам коротких замыканий
Для того чтобы линия была термически устойчива к токам коротких замыканий, должно выполняться условие
. (4.30)
Результат выбора и проверки кабельных линий для первого варианта сводим в таблицу 4.6, а для второго — в таблицу 4.7.
Таблица 4.6 — Определение сечений линий распределительной сети для 1-го варианта
|
№ линии |
Назначение |
Количество цепей |
Способ прокладки |
Количество кабелей в траншее |
Кп |
Расчетные нагрузки |
L, км |
Допустимые нагрузки |
Sдоп нагр, мм2 |
SДU, мм2 |
Sту min, мм2 |
Сечение и марка кабеля |
|||||
|
Iр, А |
Iр max, А |
I/ доп, А |
1,3·I/ доп, А |
После проверки |
|||||||||||||
|
Iдоп, А |
1,3·Iдоп, А |
||||||||||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
16 |
17 |
|
|
При вводе на напряжение 220 кВ |
|||||||||||||||||
|
Л1 |
ГПП-РУ1 |
2 |
траншеи |
2 |
0,9 |
151 |
302 |
0,040 |
248 |
322 |
275 |
357,5 |
150 |
150 |
50 |
AАБ(3х150) |
|
|
Л2 |
ГПП-РУ2 |
2 |
траншеи |
2 |
0,9 |
88 |
176 |
0,046 |
149 |
193 |
165 |
214,5 |
70 |
70 |
50 |
AАБ(3х70) |
|
|
Л3 |
РУ1-ТП1 |
2 |
констр. |
2 |
0,9 |
24 |
48 |
0,005 |
41 |
54 |
105 |
136,5 |
16 |
16 |
50 |
AАБГ(3х50) |
|
|
Л4 |
РУ2-ТП2 |
2 |
констр. |
2 |
0,9 |
28 |
56 |
0,005 |
59 |
76 |
105 |
136,5 |
25 |
25 |
50 |
AАБГ(3х50) |
|
|
Л5 |
ГПП-ТП3 |
2 |
траншеи |
2 |
0,9 |
9 |
18 |
0,038 |
68 |
88 |
140 |
182 |
16 |
16 |
50 |
AАБ(3х50) |
|
|
Л6 |
ГПП-ТП4 |
2 |
траншеи |
2 |
0,9 |
18 |
36 |
0,023 |
68 |
88 |
140 |
182 |
16 |
16 |
50 |
AАБ(3х50) |
|
|
Л7 |
ГПП-ТП5 |
2 |
траншеи |
2 |
0,9 |
14 |
27 |
0,009 |
68 |
88 |
140 |
182 |
16 |
16 |
50 |
AАБ(3х50) |
|
|
При вводе на напряжение 35 кВ |
|||||||||||||||||
|
Л1 |
ГПП-РУ1 |
2 |
траншеи |
2 |
0,9 |
151 |
302 |
0,040 |
247,5 |
321,75 |
275 |
357,5 |
150 |
150 |
50 |
AАБ(3х150) |
|
|
Л2 |
ГПП-РУ2 |
2 |
траншеи |
2 |
0,9 |
88 |
176 |
0,046 |
148,5 |
193,05 |
165 |
214,5 |
70 |
70 |
50 |
AАБ(3х70) |
|
|
Л3 |
РУ1-ТП1 |
2 |
констр. |
2 |
0,9 |
24 |
48 |
0,005 |
41,4 |
53,82 |
80 |
104 |
16 |
16 |
50 |
AАБГ(3х35) |
|
|
Л4 |
РУ2-ТП2 |
2 |
констр. |
2 |
0,9 |
28 |
56 |
0,005 |
58,5 |
76,05 |
80 |
104 |
25 |
25 |
50 |
AАБГ(3х35) |
|
|
Л5 |
ГПП-ТП3 |
2 |
траншеи |
2 |
0,9 |
9 |
18 |
0,038 |
67,5 |
87,75 |
115 |
149,5 |
16 |
16 |
50 |
AАБ(3х35) |
|
|
Л6 |
ГПП-ТП4 |
2 |
траншеи |
2 |
0,9 |
18 |
36 |
0,023 |
67,5 |
87,75 |
115 |
149,5 |
16 |
16 |
50 |
AАБ(3х35) |
|
|
Л7 |
ГПП-ТП5 |
2 |
траншеи |
2 |
0,9 |
14 |
27 |
0,009 |
67,5 |
87,75 |
115 |
149,5 |
16 |
16 |
50 |
AАБ(3х35) |
Таблица 4.7 — Определение сечений линий распределительной сети для 2-го варианта
|
№ линии |
Назначение |
Количество цепей |
Способ прокладки |
Количество кабелей в траншее |
Кп |
Расчетные нагрузки |
L, км |
Допустимые нагрузки |
Sдоп нагр, мм2 |
SДU, мм2 |
Sту min, мм2 |
Сечение и марка кабеля |
|||||
|
Iр, А |
Iр max, А |
I/ доп, А |
1,3·I/ доп, А |
После проверки |
|||||||||||||
|
Iдоп, А |
1,3·Iдоп, А |
||||||||||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
16 |
17 |
|
|
При вводе на напряжение 220 кВ |
|||||||||||||||||
|
Л1 |
ГПП-РУ1 |
2 |
траншеи |
2 |
0,9 |
151 |
302 |
0,040 |
248 |
322 |
275 |
358 |
150 |
150 |
50 |
AАБ(3х150) |
|
|
Л2 |
ГПП-РУ2 |
2 |
траншеи |
2 |
0,9 |
77 |
154 |
0,046 |
126 |
164 |
140 |
182 |
50 |
50 |
50 |
AАБ(3х50) |
|
|
Л3 |
РУ1-ТП1 |
2 |
констр. |
2 |
0,9 |
24 |
48 |
0,005 |
41 |
54 |
105 |
137 |
16 |
16 |
50 |
AАБГ(3х50) |
|
|
Л4 |
РУ2-ТП2 |
2 |
констр. |
2 |
0,9 |
17 |
33 |
0,005 |
41 |
54 |
105 |
137 |
16 |
16 |
50 |
AАБГ(3х50) |
|
|
Л5 |
ГПП-ТП3 |
2 |
траншеи |
2 |
0,9 |
9 |
18 |
0,038 |
68 |
88 |
140 |
182 |
16 |
16 |
50 |
AАБ(3х50) |
|
|
Л6 |
ГПП-ТП4 |
2 |
траншеи |
2 |
0,9 |
18 |
36 |
0,023 |
68 |
88 |
140 |
182 |
16 |
16 |
50 |
AАБ(3х50) |
|
|
Л7 |
ГПП-ТП5 |
2 |
траншеи |
2 |
0,9 |
25 |
51 |
0,028 |
68 |
88 |
140 |
182 |
16 |
16 |
50 |
AАБ(3х50) |
|
|
При вводе на напряжение 35 кВ |
|||||||||||||||||
|
Л1 |
ГПП-РУ1 |
2 |
траншеи |
2 |
0,9 |
151 |
302 |
0,040 |
247,5 |
321,75 |
80 |
104 |
150 |
150 |
50 |
AАБ(3х150) |
|
|
Л2 |
ГПП-РУ2 |
2 |
траншеи |
2 |
0,9 |
77 |
154 |
0,046 |
126 |
163,8 |
115 |
149,5 |
50 |
50 |
50 |
AАБ(3х50) |
|
|
Л3 |
РУ1-ТП1 |
2 |
констр. |
2 |
0,9 |
24 |
48 |
0,005 |
41,4 |
53,82 |
115 |
149,5 |
16 |
16 |
50 |
AАБГ(3х35) |
|
|
Л4 |
РУ2-ТП2 |
2 |
констр. |
2 |
0,9 |
17 |
33 |
0,005 |
41,4 |
53,82 |
115 |
149,5 |
16 |
16 |
50 |
AАБГ(3х35) |
|
|
Л5 |
ГПП-ТП3 |
2 |
траншеи |
2 |
0,9 |
9 |
18 |
0,038 |
67,5 |
87,75 |
0 |
0 |
16 |
16 |
50 |
AАБ(3х35) |
|
|
Л6 |
ГПП-ТП4 |
2 |
траншеи |
2 |
0,9 |
18 |
36 |
0,023 |
67,5 |
87,75 |
0 |
0 |
16 |
16 |
50 |
AАБ(3х35) |
|
|
Л7 |
ГПП-ТП5 |
2 |
траншеи |
2 |
0,9 |
25 |
51 |
0,028 |
67,5 |
87,75 |
0 |
0 |
16 |
16 |
50 |
AАБ(3х35) |
4.5 Выбор выключателей отходящих линий
Выбор выключателей отходящих линий производим по описанным в подразделе 3.3 формулам (3.21) — (3.23). Результат заносим в таблицу 4.8.
Таблица 4.8 — Выбор выключателей отходящих линий
|
Место установки |
Кол-во |
Ip, A |
Iпо, кA |
iуд, кA |
Тип выключателя |
|
|
Вариант 1 |
||||||
|
При вводе на напряжение 220 кВ |
||||||
|
ГПП |
10 |
151 |
6,06 |
16,4 |
ВМПП-10-630-20У2 |
|
|
При вводе на напряжение 35 кВ |
||||||
|
ГПП |
10 |
151 |
7,37 |
19,3 |
ВМПП-10-630-20У2 |
|
|
Вариант 2 |
||||||
|
При вводе на напряжение 220 кВ |
||||||
|
ГПП |
10 |
151 |
6,06 |
16,4 |
ВМПП-10-630-20У2 |
|
|
При вводе на напряжение 10 кВ |
||||||
|
ГПП |
10 |
151 |
7,37 |
19,3 |
ВМПП-10-630-20У2 |
4.6 Технико-экономический анализ схемы внутреннего электроснабжения
4.6.1 Определение капитальных затрат и расхода цветного металла. Расчет производим аналогично внешнему электроснабжению по формулам (3.22)-(3.33). Результаты для первого варианта сводим в таблицу 4.9, а для второго — в таблицу 4.10.
4.6.2 Определение эксплуатационных расходов и потерь электроэнергии в распределительной сети. Определение эксплуатационных расходов и потерь электроэнергии в распределительной сети производится аналогично питающей сети по формулам (3.34) — (3.38). Результаты для первого варианта сводим в таблицу 4.11, а для второго — в таблицу 4.12.
4.6.3 Определение эксплуатационных расходов и потерь электроэнергии в трансформаторах. Определение эксплуатационных расходов и потерь электроэнергии в трансформаторах производится аналогично трансформатору ГПП по формулам (3.39) — (3.46). Результаты сводим в таблицу 4.13.
электроснабжение нагрузка завод
Таблица 4.9 — Определение капитальных затрат и расхода цветного металла для 1-го варианта
|
Номер линии |
Марка и сечение |
Линии |
Выключатели |
Трансформаторы |
|||||||||||
|
L, км |
g, т/км |
G, т |
Сл, тыс. тенге/км |
Кл, тыс. тенге |
Тип |
n, шт |
Св, тыс. тенге /шт |
Кв, тыс. тенге |
Тип |
nхSТ, кВ·А |
СТ, тыс. тенге/ шт |
КТ, тыс. тенге |
|||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
|
|
При вводе на напряжение 220 кВ |
|||||||||||||||
|
Л1 |
AАБ (3х150) |
0,040 |
1,2 |
0,193 |
1341 |
130 |
ВМПП-10-630-20У2 |
10 |
819 |
8190 |
ТМ |
2х630 |
1470 |
1470 |
|
|
Л2 |
AАБ (3х70) |
0,046 |
0,56 |
0,104 |
910 |
110 |
ТМ |
2х630 |
1470 |
1470 |
|||||
|
Л3 |
AАБГ (3х50) |
0,005 |
0,4 |
0,008 |
805 |
11 |
ТМ |
2х250 |
809 |
809 |
|||||
|
Л4 |
AАБГ (3х50) |
0,005 |
0,4 |
0,008 |
805 |
11 |
ТМ |
2х400 |
1183 |
1183 |
|||||
|
Л5 |
AАБ (3х50) |
0,038 |
0,4 |
0,061 |
802 |
82 |
ТМ |
2х400 |
1183 |
1183 |
|||||
|
Л6 |
AАБ (3х50) |
0,023 |
0,4 |
0,038 |
802 |
51 |
|||||||||
|
Л7 |
AАБ (3х50) |
0,009 |
0,4 |
0,015 |
802 |
20 |
|||||||||
|
Итого |
0,427 |
416 |
10 |
8190 |
6115 |
||||||||||
|
При вводе на напряжение 35 кВ |
|||||||||||||||
|
Л1 |
AАБ (3х150) |
0,040 |
1,2 |
0,193 |
1341 |
130 |
ВМПП-10-630-20У2 |
10 |
819 |
8190 |
ТМ |
2х630 |
1470 |
1470 |
|
|
Л2 |
AАБ (3х70) |
0,046 |
0,56 |
0,104 |
910 |
110 |
ТМ |
2х630 |
1470 |
1470 |
|||||
|
Л3 |
AАБГ (3х35) |
0,005 |
0,28 |
0,006 |
725 |
11 |
ТМ |
2х250 |
809 |
809 |
|||||
|
Л4 |
AАБГ (3х35) |
0,005 |
0,28 |
0,006 |
725 |
11 |
ТМ |
2х400 |
1183 |
1183 |
|||||
|
Л5 |
AАБ (3х35) |
0,038 |
0,28 |
0,043 |
728 |
77 |
ТМ |
2х400 |
1183 |
1183 |
|||||
|
Л6 |
AАБ (3х35) |
0,023 |
0,28 |
0,026 |
728 |
47 |
|||||||||
|
Л7 |
AАБ (3х35) |
0,009 |
0,28 |
0,010 |
728 |
19 |
|||||||||
|
Итого |
0,388 |
404 |
10 |
8190 |
6115 |
Таблица 4.10 — Определение капитальных затрат и расхода цветного металла для 2-го варианта
|
Номер линии |
Марка и сечение |
Линии |
Выключатели |
Трансформаторы |
|||||||||||
|
L, км |
g, т/км |
G, т |
Сл, тыс. тенге/км |
Кл, тыс. тенге |
Тип |
n, шт |
Св, тыс. тенге/шт |
Кв, тыс. тенге |
Тип |
nхSТ, кВ·А |
СТ, тыс. тенге/шт |
КТ, тыс. тенге |
|||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
|
|
При вводе на напряжение 220 кВ |
|||||||||||||||
|
Л1 |
AАБ (3х150) |
0,040 |
1,2 |
0,193 |
1341 |
130 |
ВМПП-10-630-20У2 |
10 |
819 |
8190 |
ТМ |
2х630 |
1470 |
1470 |
|
|
Л2 |
AАБ (3х50) |
0,046 |
0,4 |
0,074 |
802 |
100 |
ТМ |
2х400 |
1183 |
1183 |
|||||
|
Л3 |
AАБГ (3х50) |
0,005 |
0,4 |
0,008 |
805 |
11 |
ТМ |
2х250 |
809 |
809 |
|||||
|
Л4 |
AАБГ (3х50) |
0,005 |
0,4 |
0,008 |
805 |
11 |
ТМ |
2х400 |
1183 |
1183 |
|||||
|
Л5 |
AАБ (3х50) |
0,038 |
0,4 |
0,061 |
802 |
82 |
ТМ |
2х630 |
1470 |
1470 |
|||||
|
Л6 |
AАБ (3х50) |
0,023 |
0,4 |
0,038 |
802 |
51 |
|||||||||
|
Л7 |
AАБ (3х50) |
0,028 |
0,4 |
0,045 |
802 |
60 |
|||||||||
|
Итого |
0,427 |
446 |
10 |
8190 |
6115 |
||||||||||
|
При вводе на напряжение 35 кВ |
|||||||||||||||
|
Л1 |
AАБ (3х150) |
0,040 |
1,2 |
0,193 |
1340,5 |
130 |
ВМПП-10-630-20У2 |
10 |
819 |
8190 |
ТМ |
2х630 |
1470 |
1470 |
|
|
Л2 |
AАБ (3х50) |
0,046 |
0,4 |
0,074 |
801,5 |
100 |
ТМ |
2х400 |
1183 |
1183 |
|||||
|
Л3 |
AАБГ (3х35) |
0,005 |
0,28 |
0,006 |
724,5 |
11 |
ТМ |
2х250 |
809 |
809 |
|||||
|
Л4 |
AАБГ (3х35) |
0,005 |
0,28 |
0,006 |
724,5 |
11 |
ТМ |
2х400 |
1183 |
1183 |
|||||
|
Л5 |
AАБ (3х35) |
0,038 |
0,28 |
0,043 |
728 |
77 |
ТМ |
2х630 |
1470 |
1470 |
|||||
|
Л6 |
AАБ (3х35) |
0,023 |
0,28 |
0,026 |
728 |
47 |
|||||||||
|
Л7 |
AАБ (3х35) |
0,028 |
0,28 |
0,031 |
728 |
56 |
|||||||||
|
Итого |
0,379 |
431 |
10 |
8190 |
6115 |
Таблица 4.11. Определение эксплуатационных расходов и потерь электроэнергии в распределительной сети для 1-го варианта
|
Номер линии |
Марка и сечение |
Линии |
Выключатели |
||||||||||||||
|
Кз |
К32 |
L, км |
С0, тенге/кВт·ч |
ф, ч |
цл, % |
ДРдоп, кВт/км |
ДРл, кВт |
ДЭл, кВт·ч/г |
Спл, тыс. тенге |
Сал, тыс. тенге |
Кл, тыс. тенге |
Кв, тыс. тенге |
цв, % |
Сав, тыс. тенге |
|||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
16 |
17 |
|
|
При вводе на напряжение 220 кВ |
|||||||||||||||||
|
Л1 |
AАБ(3х150) |
0,61 |
0,373 |
0,040 |
5,40 |
2886 |
4 |
56 |
1,677 |
4,84 |
26,1 |
5,2 |
130,0 |
8190 |
4,4 |
360 |
|
|
Л2 |
AАБ(3х70) |
0,59 |
0,349 |
0,046 |
5,40 |
2886 |
4 |
44 |
1,425 |
4,11 |
22,2 |
4,4 |
109,9 |
||||
|
Л3 |
AАБГ(3х50) |
0,26 |
0,066 |
0,005 |
5,40 |
2886 |
2 |
44 |
0,031 |
0,09 |
0,5 |
0,2 |
11,5 |
||||
|
Л4 |
AАБГ(3х50) |
0,30 |
0,087 |
0,005 |
5,40 |
2886 |
2 |
44 |
0,041 |
0,12 |
0,6 |
0,2 |
11,5 |
||||
|
Л5 |
AАБ(3х50) |
0,07 |
0,005 |
0,038 |
5,40 |
2886 |
4 |
44 |
0,018 |
0,05 |
0,3 |
3,3 |
82,4 |
||||
|
Л6 |
AАБ(3х50) |
0,14 |
0,020 |
0,023 |
5,40 |
2886 |
4 |
44 |
0,042 |
0,12 |
0,6 |
2,0 |
50,5 |
||||
|
Л7 |
AАБ(3х50) |
0,11 |
0,012 |
0,009 |
5,40 |
2886 |
4 |
44 |
0,009 |
0,03 |
0,1 |
0,8 |
19,9 |
||||
|
Итого |
0,168 |
9,36 |
50,5 |
16,2 |
415,7 |
8190 |
360 |
||||||||||
|
При вводе на напряжение 35 кВ |
|||||||||||||||||
|
Л1 |
AАБ(3х150) |
0,61 |
0,373 |
0,040 |
5,40 |
2886 |
4 |
56 |
1,677 |
4,84 |
26,1 |
5,20 |
129,96 |
8190 |
4,4 |
360 |
|
|
Л2 |
AАБ(3х70) |
0,59 |
0,349 |
0,046 |
5,40 |
2886 |
4 |
44 |
1,425 |
4,11 |
22,2 |
4,40 |
109,93 |
||||
|
Л3 |
AАБГ(3х35) |
0,34 |
0,113 |
0,005 |
5,40 |
2886 |
2 |
42 |
0,050 |
0,15 |
0,8 |
0,21 |
10,62 |
||||
|
Л4 |
AАБГ(3х35) |
0,39 |
0,150 |
0,005 |
5,40 |
2886 |
2 |
42 |
0,067 |
0,19 |
1,0 |
0,21 |
10,62 |
||||
|
Л5 |
AАБ(3х35) |
0,09 |
0,008 |
0,038 |
5,40 |
2886 |
4 |
42 |
0,025 |
0,07 |
0,4 |
3,07 |
76,81 |
||||
|
Л6 |
AАБ(3х35) |
0,17 |
0,030 |
0,023 |
5,40 |
2886 |
4 |
42 |
0,059 |
0,17 |
0,9 |
1,88 |
47,09 |
||||
|
Л7 |
AАБ(3х35) |
0,13 |
0,017 |
0,009 |
5,40 |
2886 |
4 |
42 |
0,013 |
0,04 |
0,2 |
0,74 |
18,50 |
||||
|
Итого |
0,168 |
9,57 |
51,7 |
15,7 |
403,5 |
8190 |
360 |
Таблица 4.12 — Определение эксплуатационных расходов и потерь электроэнергии в распределительной сети для 2-го варианта
|
Номер линии |
Марка и сечение |
Линии |
Выключатели |
||||||||||||||
|
Кз |
К32 |
L, км |
С0, тенге/кВт·ч |
ф, ч |
цл, % |
ДРдоп, кВт/км |
ДРл, кВт |
ДЭл, кВт·ч/г |
Спл, тыс. тенге |
Сал, тыс. тенге |
Кл, тыс. тенге |
Кв, тыс. тенге |
цв, % |
Сав, тыс. тенге |
|||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
16 |
17 |
|
|
При вводе на напряжение 220 кВ |
|||||||||||||||||
|
Л1 |
AАБ(3х150) |
0,61 |
0,373 |
0,040 |
5,40 |
2886 |
4 |
56 |
1,677 |
4,84 |
26,1 |
5,2 |
130,0 |
8190 |
4,4 |
360,4 |
|
|
Л2 |
AАБ(3х50) |
0,61 |
0,376 |
0,046 |
5,40 |
2886 |
4 |
44 |
1,531 |
4,42 |
23,9 |
4,0 |
99,9 |
||||
|
Л3 |
AАБГ(3х50) |
0,26 |
0,066 |
0,005 |
5,40 |
2886 |
2 |
44 |
0,031 |
0,09 |
0,5 |
0,2 |
11,5 |
||||
|
Л4 |
AАБГ(3х50) |
0,18 |
0,031 |
0,005 |
5,40 |
2886 |
2 |
44 |
0,014 |
0,04 |
0,2 |
0,2 |
11,5 |
||||
|
Л5 |
AАБ(3х50) |
0,07 |
0,005 |
0,038 |
5,40 |
2886 |
4 |
44 |
0,018 |
0,05 |
0,3 |
3,3 |
82,4 |
||||
|
Л6 |
AАБ(3х50) |
0,14 |
0,020 |
0,023 |
5,40 |
2886 |
4 |
44 |
0,042 |
0,12 |
0,6 |
2,0 |
50,5 |
||||
|
Л7 |
AАБ(3х50) |
0,20 |
0,040 |
0,028 |
5,40 |
2886 |
4 |
44 |
0,099 |
0,29 |
1,5 |
2,4 |
60,2 |
||||
|
Итого |
0,187 |
9,85 |
53,2 |
17,4 |
445,9 |
8190 |
360 |
||||||||||
|
При вводе на напряжение 35 кВ |
|||||||||||||||||
|
Л1 |
AАБ(3х150) |
0,61 |
0,373 |
0,040 |
5,40 |
2886 |
4 |
56 |
1,677 |
4,84 |
26,1 |
5,2 |
130,0 |
8190 |
4,4 |
360,4 |
|
|
Л2 |
AАБ(3х50) |
0,61 |
0,376 |
0,046 |
5,40 |
2886 |
4 |
44 |
1,531 |
4,42 |
23,9 |
4,0 |
99,9 |
||||
|
Л3 |
AАБГ(3х35) |
0,34 |
0,113 |
0,005 |
5,40 |
2886 |
2 |
42 |
0,050 |
0,15 |
0,8 |
0,2 |
10,6 |
||||
|
Л4 |
AАБГ(3х35) |
0,23 |
0,053 |
0,005 |
5,40 |
2886 |
2 |
42 |
0,024 |
0,07 |
0,4 |
0,2 |
10,6 |
||||
|
Л5 |
AАБ(3х35) |
0,09 |
0,008 |
0,038 |
5,40 |
2886 |
4 |
42 |
0,025 |
0,07 |
0,4 |
3,1 |
76,8 |
||||
|
Л6 |
AАБ(3х35) |
0,17 |
0,030 |
0,023 |
5,40 |
2886 |
4 |
42 |
0,059 |
0,17 |
0,9 |
1,9 |
47,1 |
||||
|
Л7 |
AАБ(3х35) |
0,24 |
0,060 |
0,028 |
5,40 |
2886 |
4 |
42 |
0,140 |
0,40 |
2,2 |
2,2 |
56,1 |
||||
|
Итого |
0,187 |
10,12 |
54,6 |
16,8 |
431,0 |
8190 |
360 |
Таблица 4.13 — Определение эксплуатационных расходов и потерь электроэнергии в трансформаторах
|
Номер ТП |
nхSт ном |
Расчетные данные на один трансформатор |
Расчетные данные на подстанцию |
|||||||||||||||
|
Iхх, % |
Uкз, % |
ДРхх, кВт |
ДРкз, кВт |
Кип |
С0, тыс. тенге |
ф, ч |
КЗ |
КЗ2 |
ДР/ хх, кВт |
ДР/ кз, кВт |
ДЭт, тыс. кВт·ч |
Спт, тыс. тенге |
Кт, |
цт, % |
Сат, тыс. тенге |
|||
|
Вариант 1 |
||||||||||||||||||
|
ТП1 |
2х630 |
2 |
5,5 |
2 |
7,3 |
0,07 |
5,40 |
2886 |
0,65 |
0,42 |
3,1 |
11,2 |
80,3 |
433,5 |
1470 |
4,4 |
65 |
|
|
ТП2 |
2х630 |
2 |
5,5 |
2 |
7,3 |
0,74 |
0,55 |
3,1 |
11,2 |
89,0 |
480,7 |
1470 |
65 |
|||||
|
ТП3 |
2х250 |
4 |
5,5 |
1 |
3,8 |
0,61 |
0,37 |
3,5 |
7,7 |
76,6 |
413,9 |
809 |
36 |
|||||
|
ТП4 |
2х400 |
3 |
5,5 |
1,3 |
5,4 |
0,74 |
0,55 |
3,4 |
9,3 |
89,0 |
480,6 |
1183 |
52 |
|||||
|
ТП5 |
2х400 |
3 |
5,5 |
1,3 |
5,4 |
0,56 |
0,32 |
3,4 |
9,3 |
76,6 |
413,6 |
1183 |
52 |
|||||
|
Итого |
411,5 |
2222,3 |
269 |
|||||||||||||||
|
Вариант 2 |
||||||||||||||||||
|
ТП1 |
2х630 |
1,5 |
5,5 |
2 |
7,3 |
0,07 |
5,4 |
2886 |
0,65 |
0,42 |
3,7 |
13,5 |
96,9 |
523,1 |
1470 |
4,4 |
65 |
|
|
ТП2 |
2х400 |
3 |
5,5 |
1,3 |
5,4 |
0,69 |
0,47 |
4,7 |
11,6 |
113,2 |
611,4 |
1183 |
52 |
|||||
|
ТП3 |
2х250 |
3,5 |
5,5 |
1 |
3,8 |
0,61 |
0,37 |
4,9 |
10,0 |
107,3 |
579,4 |
809 |
36 |
|||||
|
ТП4 |
2х400 |
3 |
5,5 |
1,3 |
5,4 |
0,74 |
0,55 |
4,7 |
11,6 |
118,4 |
639,6 |
1183 |
52 |
|||||
|
ТП5 |
2х630 |
1,5 |
5,5 |
3 |
11,2 |
0,67 |
0,45 |
4,7 |
17,4 |
126,9 |
685,3 |
1470 |
65 |
|||||
|
Итого |
562,7 |
3038,7 |
269 |
4.7 Сравнение и окончательный выбор варианта электроснабжения завода
Схема запитывания завода приведена на рисунке 4.5 и рисунке 4.6.
Суммарные капитальные вложения в систему внутреннего электроснабжения определяем по формуле
, ( 4.31)
Суммарные эксплуатационные расходы на систему внутреннего электроснабжения определяем по формуле
, (4.32)
Суммарные затраты на схему внутреннего электроснабжения определяем по формуле
, (4.33)
Суммарные затраты на схему внутреннего электроснабжения заносим а таблицу 4.14.
Таблица 4.14 — Итоги сравнения внешнего и внутреннего электроснабжения
|
Вариант |
Эконом. показатели |
Технич. показатели |
||||
|
К |
С? |
З |
ДЭ |
G |
||
|
тыс.тенге |
тыс.тнг/год |
тыс.кВтч |
тонны |
|||
|
Внешнее электроснабжение |
||||||
|
Вариант 1. Uном=220 кВ |
||||||
|
Линии |
126788 |
3867 |
19716 |
4 |
44,87 |
|
|
ГПП |
66164 |
8085 |
16356 |
958 |
— |
|
|
Всего |
192952 |
11953 |
36072 |
962 |
44,87 |
|
|
Вариант 2. Uном=35 кВ |
||||||
|
Линии |
51436 |
2693 |
9123 |
205 |
27,77 |
|
|
ГПП |
26292 |
4244 |
7530 |
572 |
— |
|
|
Всего |
77728 |
6937 |
16653 |
777 |
27,77 |
|
|
Внутреннее электроснабжение |
||||||
|
Вариант №1 |
||||||
|
Uном=220 кВ |
||||||
|
КЛ |
416 |
67 |
119 |
9 |
0,43 |
|
|
Выключатели |
8190 |
360 |
1384 |
|||
|
ТП |
6115 |
2491 |
3256 |
412 |
||
|
Всего |
14720 |
2918 |
4758 |
421 |
0,43 |
|
|
Uном=35 кВ |
||||||
|
КЛ |
404 |
67 |
118 |
10 |
0,39 |
|
|
Выключатели |
8190 |
360 |
1384 |
|||
|
ТП |
6115 |
2491 |
3256 |
412 |
||
|
Всего |
14708 |
2919 |
4758 |
421 |
0,39 |
|
|
Вариант №2 |
||||||
|
Uном=220 кВ |
||||||
|
КЛ |
446 |
71 |
126 |
10 |
0,43 |
|
|
Выключатели |
8190 |
360 |
1384 |
|||
|
ЦТП |
6115 |
3308 |
4072 |
563 |
||
|
Всего |
14750 |
3739 |
5582 |
573 |
0,43 |
|
|
Uном=35 кВ |
||||||
|
КЛ |
431 |
71 |
125 |
10 |
0,38 |
|
|
Выключатели |
8190 |
360 |
1384 |
|||
|
ЦТП |
6115 |
3308 |
4072 |
563 |
||
|
Всего |
14736 |
3740 |
5582 |
573 |
0,38 |
Таблица 4.15 — Итоги вариантов систем электроснабжения
|
Вариант внутреннего электроснабжения |
Первый |
Второй |
|||||
|
Внешнее электро снабжение |
Напряжение |
220 кВ |
35 кВ |
220 кВ |
35 кВ |
||
|
Способ подведения ЭЭ |
Воздушная линия |
Воздушная линия |
Воздушная линия |
Воздушная линия |
|||
|
Эконом. показатели |
К |
тыс.тенге |
207672 |
92436 |
207702 |
92464 |
|
|
С? |
тыс.тнг/год |
14871 |
9856 |
15691 |
10677 |
||
|
З |
тыс.тнг/год |
40830 |
21411 |
41654 |
22235 |
||
|
Технич. показатели |
ДЭ |
тыс.кВтч |
1383 |
1198 |
1535 |
1349 |
|
|
G |
тонны |
45,29 |
28,15 |
45,29 |
28,14 |
Сравнивая варианты внутризаводского электроснабжения, делаем вывод, что экономически целесообразно выбрать первый вариант с напряжением внешнего электроснабжения на 35 кВ с передачей электроэнергии во внешнем электроснабжении по воздушной линии. Так как у 1-го варианта меньше годовые затраты, из этого следует, что целесообразно применить вариант №1, так как он дешевле остальных вариантов.
Рисунок 4.5. Схема электроснабжения. Вариант 1
Рисунок 4.6. Схема электроснабжения. Вариант 2
5. Выбор и проверка электрических аппаратов, изоляторов и токоведущих частей
Цель выбора — обеспечить электроустановки надёжным в работе, безопасным в обслуживании и экономичным в монтаже и эксплуатации оборудованием. Для этого выбранные аппараты, изоляторы, шины и кабели должны:
— соответствовать условиям окружающей среды или роду установки (на открытом воздухе, в производственном помещении обычного типа, во взрывоопасном помещении, при определённой температуре и т.д.);
— иметь такие номинальные параметры (ток, напряжение, мощность и т.д.) или размеры, чтобы удовлетворять условиям работы как в нормальном так и в аварийном режимах работы;
— отвечать требованиям технико-экономической целесообразности.
Выбираем выключатели, трансформаторы тока и напряжения, установленные в КРУ 10 кВ, сборные шины и шинные изоляторы ЗРУ, предохранители.
5.1 Выключатели
Проверяем, предварительно выбранные, выключатели типа ВМП-10-1000-20У2.
Выбор выключателей по номинальному напряжению сводится к сравнению номинального напряжения установки и номинального напряжения выключателя:
, (5.1)
Выбор выключателей по номинальному току сводится к выбору выключателей, у которого номинальный ток является ближайшим большим к расчетному максимальному рабочему току:
, (5.2)
Проверка выключателей на отключающую способность включает в себя проверку на симметричный ток отключения и на возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ.
Проверка на симметричный ток отключения проводится в соответствии с условием
, (5.3)
где Iн откл — номинальный ток отключения выключателя.
Проверка возможности отключения апериодической составляющей тока КЗ по условию
, (5.4)
где — нормированная относительное значение содержания периодической составляющей в отключаемом токе, %; — апериодическая составляющая тока КЗ, кА.
Расчетный ассиметричный ток отключения составит по формуле
, (5.5)
Наименьшее время от начала КЗ до момента расхождения дугогасительных контактов находим по формуле
, (5.6)
где tрз.min — минимальное время действия релейной защиты, (tрз.min=0,01 с); tс.в — собственное время отключения выключателя, с [13].
Условие электродинамической устойчивости имеет вид:
, (5.7)
где iдин.н — номинальные амплитуда и наибольшее действующее значение тока электродинамической устойчивости.
Проверка на термическую стойкость выключателя проводится по тепловому импульсу (Вк) ток КЗ.
, (5.8)
где Вк.р — расчетный тепловой импульс, кА2•с; Вк.н — номинальный тепловой импульс, кА2•с.
Расчетный тепловой импульс определяется по формуле
, (5.9)
где tоткл — время отключения, с.
Время отключения определяется по формуле
, (5.10)
где tрз — время действия релейной защиты, tрз=0,5 с; tоткл.в — полное время отключения выключателя, с [1].
Номинальный тепловой импульс выключателя определяется по формуле
, (5.11)
где Iтерм — ток термической стойкости, кА; tтерм — допустимое время его действия, с.
Гарантированный заводом-изготовителем ассиметричный ток отключения
Расчётные параметры, номинальные данные выключателей, условия выбора и проверки выключателей приведены в таблице 5.1.
Таблица 5.1 — Выбор и проверка выключателей
|
Тип выключателя |
Формула для проверки |
Номинальные данные |
Расчетные данные |
|
|
ВМПП-10-1000-20У2 |
10 кВ |
=10 кВ |
||
|
1000 А |
550 А |
|||
|
20 кА |
7,4 кА |
|||
|
33,9 кА |
12,6 кА |
|||
|
52 кА |
19,3 кА |
|||
|
1600 |
37,1 |
5.2 Выключатели на отходящих линиях
Выбор выключателей выполнен в таблице 5.2. Принимаем к установке выключатель типа ВМП-10-630-20У2 [2].
Таблица 5.2-Выбор и проверка выключателей нагрузки
|
Тип выключателя |
Формула для проверки |
Номинальные данные |
Расчетные данные |
|
|
ВМП-10-630-20У2 |
10 кВ |
=10 кВ |
||
|
630 А |
302 А |
|||
|
20 кА |
7,4кА |
|||
|
32,8 кА |
12,6 кА |
|||
|
52 кА |
19,3 кА |
|||
|
1600 |
20,8 |
5.3 Выбор разъединителей
Выбор разъединителей производится по тем же условиям, что и выключатели, кроме проверки на отключающую способность.
Условия выбора и проверки разъединителей сведены в таблицы 5.3 — 5.4.
Таблица 5.3 — Выбор разъединителей на напряжение 35 кВ
|
Формулы для выбора и проверки |
Номинальные параметры |
Расчетные параметры |
|
|
РДЗ-35/1000У1 |
|||
|
Uном аппар. ? Uном уст. |
Uном раз. =35 кВ |
Uном уст.= 35 кВ |
|
|
Iном выкл. ? Iр маx |
Iном раз.= 1000 А |
Iр max1= 159 А |
|
|
iном дин ? iу, |
iном дин раз. = 63 кА |
iу1=5,7 кА |
|
|
I2 ном терм. • t ном терм. ? Bк |
I2 ном терм. • t ном раз.=252• 4=2500 кА2с, |
Bк1= 2,6 кА2с, |
Таблица 5.4 — Выбор разъединителей на напряжение 10 кВ
|
Формулы для выбора и проверки |
Номинальные параметры |
Расчетные параметры |
|
|
РВФ-10/1000У1 |
|||
|
Uном аппар. ? Uном уст. |
Uном раз. =10 кВ |
Uном уст.= 10 кВ |
|
|
Iном выкл. ? Iр маx |
Iном раз.= 1000 А |
Iр max1= 550 А |
|
|
iном дин ? iу, |
iном дин раз. = 100 кА |
iу1= 19,3 кА |
|
|
I2 ном терм. • t ном терм. ? Bк |
I2 ном терм. • t ном раз.=402• 4=6400 кА2с, |
Bк1=37,1 кА2с, |
Так как расчётные данные меньше чем номинальные, выбранные выключатели и разъединители проходят по условиям выбора.
5.4 Предохранители
Выбор предохранителей линии производится по номинальному напряжению, номинальному длительному току и току отключения.
Выбор предохранителей линии выполнен в таблице 5.5. Тип предохранителя ПКТ104-10-160-20У3 [2].
Таблица 5.5 — Выбор предохранителей
|
Условия проверки |
Номинальные параметры |
Расчетные параметры |
|
|
Uуст Uном |
Uном = 10 кВ |
Uуст = 10 кВ |
|
|
р.max ном |
ном = 160 А |
р.max = 151 А |
|
|
по отк |
отк = 20 кА |
по = 7,4 кА |
5.5 Трансформаторы тока
Выбор трансформаторов тока состоит в выборе типа, сопоставлении ожидаемой и номинальной нагрузки, а также проверки на термическую и электродинамическую устойчивость к токам КЗ.
Тип трансформатора тока определяется номинальным напряжением установки (Uн.уст.), расчётным максимальным рабочим током присоединения (Imax.р.), требованием в отношении точности измерения и родом установки.
Предлагаем установить трансформатор тока типа ТЛМ10-У3 с литой изоляцией, предназначен для КРУ с номинальным первичным током до 600 А, выполненный в виде опорной конструкции и имеет повышенную стойкость к токам КЗ. Исполнение сердечника выполнено в классе 0,5Р (0,5 — для подключения измерительных приборов; Р — для релейной защиты).
Расчётная вторичная нагрузка (полное сопротивление внешней цепи) трансформатора тока определяется из выражения
, (5.12)
где Zприб — сумма сопротивлений, последовательно включённых обмоток приборов, Ом; Zпр — сопротивление соединительных проводов, Ом; Zк — суммарное сопротивление контактов, равное 0,05 Ом, при числе приборов больше трёх.
Распределение нагрузки между фазами трансформаторов тока представлено в таблице 5.6.
Таблица 5.6 — Распределение нагрузки между фазами трансформаторов тока
|
Прибор |
Тип прибора |
Нагрузка фазы, В•А |
||
|
А |
С |
|||
|
Амперметр |
Э-350 |
0,5 |
— |
|
|
Счетчик активной энергии |
СА4У-И672М |
2,5 |
2,5 |
|
|
Счетчик реактивной энергии |
СР4У-И673М |
2,5 |
2,5 |
|
|
Всего |
5,5 |
5 |
Необходимая вторичная нагрузка трансформатора тока типа ТЛМ10-У3, соответствующая классу точности 0,5 при Z2н равной 0,8 Ом. Исходя из допустимой величины Z2н, определим необходимое расчётное сечение соединительных проводов Sпр, мм2 по выражению
, (5.13)
где — удельное сопротивление материала провода, для алюминиевых жил составляет 0,0283 Оммм2/м; lрасч — расчётная длина проводов, зависящая от схемы соединения трансформаторов тока, принимаем равным 6,9 м; Zпр. — наибольшее допустимое сопротивление соединительных проводов, Ом.
Из выражения (5.3) Zпр можно определить по следующему выражению
. (5.14)
Тогда необходимое расчётное сечение соединительных проводов по (5.13) составит
Принимаем минимально-допустимое по механической прочности равное 4 мм2. Тогда действительное сопротивление соединительных проводов по выражению составит
. (5.15)
Расчётная вторичная нагрузка трансформатора тока по выражению (5.14) составит
Условие выбора, расчётные данные и номинальные параметры трансформаторов тока типа ТЛМ10-У3 представлены в таблице 5.7.
Таблица 5.7 — Выбор и проверка трансформаторов тока
|
Проверяемая величина |
Номинальные параметры |
Тип |
Расчётные параметры |
Формулы проверки |
|
|
Номинальное напряжение, кВ |
10 кВ |
ТЛМ10-У3 |
10 кВ |
||
|
Максимальный расчётный ток, А |
600 А |
550 А |
|||
|
Класс точности |
0,5/Р |
0,5/Р |
Соотв. ПУЭ |
||
|
Номинальная вторичная нагрузка, Ом |
0,8 |
0,355 |
|||
|
Кратность тока эл. динамической устойчивости |
100 кА |
19,3 кА |
|||
|
Кратность тока односекундной термической устойчивости, |
1587 |
37,1 |
5.6 Трансформаторы напряжения
Трансформаторы напряжения выбираем по номинальному первичному напряжению и классу точности при данной вторичной нагрузке. Соответствие классу точности проверяем путём сопоставления номинальной нагрузки вторичной цепи с фактической нагрузкой подключённых приборов.
Вторичную нагрузку подсчитываем на весь трансформатор напряжения в целом, без разделения по фазам, но с отдельным определением активной и реактивной составляющей и полной мощности.
Для подключения счётчиков необходимы трансформаторы напряжения класса точности 0,5. Схемы соединения обмоток трансформатора напряжения и катушек приборов различны, по этому проверяем трансформатор напряжения на точность измерения приближённо, уравнивая суммарную трёхфазную нагрузку от всех измерительных приборов с трёхфазной номинальной мощностью трансформатора напряжения в классе точности 0,5.
К трансформатору напряжения одной секции шин ЗРУ присоединены измерительные приборы сборных шин: вольтметры контроля изоляции, измерительные приборы, установленные на вторичном напряжении трансформаторов связи с энергосистемой. Предполагаем установку трансформатора напряжения типа НТМИ-10-66У3 [2]
Суммарная мощность, потребляемая приборами, представлена в таблице 5.8, а выбор и проверка трансформаторов напряжения представлена в таблице 5.9.
Таблица 5.8 — Нагрузка трансформаторов напряжения
|
Прибор |
Тип прибора |
Мощность 1-ой катушки, В•А |
Число катушек, n |
Число приборов, m |
cosц/tgц |
Потребляемая мощность |
|||
|
P, Вт |
Q, вар |
S, В•А |
|||||||
|
Вольтметр |
Э-335 |
2 |
1 |
2 |
— |
4 |
0 |
— |
|
|
Счетчик активной энергии |
СА4У-И672М |
2 |
2 |
10 |
0,38/2,43 |
40 |
97,4 |
— |
|
|
Счетчик реактивной энергии |
СР4У-И673М |
2 |
2 |
1 |
0,38/2,43 |
4 |
9,74 |
— |
|
|
Всего |
48 |
107,1 |
117,4 |
Таблица 5.9 — Выбор и проверка трансформаторов напряжения
|
Проверяемая величина |
Номинальные параметры |
Тип |
Расчётные параметры |
Формулы проверки |
|
|
Номинальное напряжение, кВ |
10 |
НТМИ-10-66У3 |
10 |
||
|
Класс точности |
0,5 |
0,5 |
Соответствует ПУЭ |
||
|
Номинальная мощность, |
225 |
117,4 |
Принимаем к установке один трёхфазный двухобмоточный трансформатор напряжения типа с соединением обмоток Y0/Y0, с номинальной мощностью в классе точности 0,5, равной 75 В.А, но так как соединяем в звезду, то суммарная мощность составляет 225 В.А.
5.7 Шины ЗРУ
Выбор и проверку шин ЗРУ производим по максимальному расчётному току (Iрmax), который равен Iрmax=550 А, термической устойчивости (Sт.уст), допустимому напряжению в шине на изгиб (доп) с учётом появления механического резонанса.
Длительно допустимый ток для шин Iдоп, А определяется из выражения
, (5.16)
где Iдоп — длительно допустимый ток для одной полосы, при температуре шины 700С, температуре воздуха в ЗРУ 250С и расположении шин вертикально, определяем по 2; К1 — поправочный коэффициент при расположении шин горизонтально, 2; К2 — коэффициент длительно допустимого тока для многополосных шин, 2; К3 — поправочный коэффициент при температуре воздуха, отличающейся от 250С, 2.
Выбираем прямоугольные алюминиевые шины сечением 506 мм расположенные горизонтально с длительно допустимым током Iдоп равным 740 А. Тогда длительно допустимый ток для шин по (5.16) составит
Минимально допустимое сечение шин по термической устойчивости к токам КЗ определяем из выражения
, (5.17)
Подставляя данные в формулу (5.17), получаем
Расчётное напряжение в шине на изгиб расч., МПа определяем по выражению
, (5.18)
где f — сила взаимодействия между шинами разных фаз, Нм; l — расстояние между опорными изоляторами, принимаем равным 70 см; W — момент сопротивления шины относительно перпендикулярному действию усилия, см3.
Сила взаимодействия между шинами разных фаз f, Нм можно определить из следующего выражения
, (5.19)
где iу — амплитудное значение ударного тока КЗ, кА (из раздела 4); а — расстояние между осями фазных шин, принимаем 0,25 м.
Подставляя значения в формулу (5.19), получим
Момент сопротивления шины относительно перпендикулярному действию усилия W, см3 определяем по выражению
, (5.20)
где b — ширина полосы шины, см; h — высота полосы шин, см.
см3.
Тогда расчётное напряжение шин на изгиб по (5.18) составит
Допустимое напряжение шин на изгиб доп, МПа составляет 75 МПа. Если доп больше расч, то выбранное сечение шин удовлетворяет условию по динамической устойчивости. В нашем случае
доп=75МПарасч=4МПа,
что допустимо.
Расчетная частота собственных колебаний для алюминиевых шин fс расч, Гц определяем по выражению
fс расч= 5,02·102·b/l2 = 5,02·102·0,006/0,7=61,5 Гц. (5.21)
Расчетная частота собственных колебаний (fсрасч) отличается от критических частот, представленных в условии:
45? fс расч?55 Гц,
90? fс расч?110 Гц, (5.22)
Выбор и проверка шин ЗРУ представлены в таблице 5.10.
5.8 Шинные изоляторы ЗРУ
Наибольшая расчётная нагрузка на опорный изолятор Fрасч, Н определяется по выражению
, (5.23)
где kh — поправочный коэффициент на высоту шины, если шина расположена на ребро.
. (5.24)
Тогда наибольшая расчётная нагрузка на опорный изолятор по (5.25) составит
Допустимая нагрузка на головку изолятора составляет 60% усилия, разрушающего изолятор Fдоп, Н определяется из следующего выражения
. (5.26)
При выборе шинных изоляторов необходимо соблюдать следующие условие
. (5.27)
В нашем случае условие (5.17) выполняется, т.к.
Принимаем к установке шинные изоляторы типа И4-80 УХЛ3.
Расчётные величины, номинальные данные шинных изоляторов, условия выбора и проверки сведены в таблицу 5.8.
Таблица 5.10 — Выбор и проверка шин и шинных изоляторов ЗРУ
|
Проверяемая величина |
Ном. данные |
Марка и сеч. шин, изол. |
Расчётные параметры |
Формулы для проверки |
|
|
Шины ЗРУ |
АД-31Т-1 |
||||
|
Максимально допустимый расчётный ток, А |
703 |
50х6 |
550 |
Iдоп Iрмах |
|
|
Сечение шины (проверка по термич. уст-ти), мм2 |
300 |
40 |
Sдоп Sту |
||
|
Допустимое напряжение в шине на изгиб, МПа |
75 |
4 |
доп расч |
||
|
Частота собст. колеб. |
45-55 |
61,5 |
fс.кр1 fсрасч |
||
|
90-110 |
fс.кр2 fсрасч |
||||
|
Шинные изоляторы ЗРУ |
И4-80 УХЛ3 |
||||
|
Ном. напряжение, кВ |
10 |
10 |
Uном Uн.уст |
||
|
Доп. усилие на головку изолятора, Н |
2400 |
224 |
Fдоп Fрасч |
5.9 Выбор трансформаторов собственных нужд подстанции
Таблица 5.11 — Нагрузка собственных нужд подстанции
|
Вид потребителя |
Установ. мощность |
cosц |
tgц |
Pp, кВт |
Qp, квар |
||
|
ед. |
всего |
||||||
|
Освещение ЗРУ |
30 |
1 |
0 |
30 |
0,00 |
||
|
Подогрев 24 ячеек КРУ |
1 |
24 |
1 |
0 |
24 |
0,00 |
|
|
Итого |
54 |
0 |
Суммарная полная мощность нагрузки собственных нужд определяется по формуле
, (5.27)
Выбираем к установке два трансформатора ТМ-40/10 мощностью по 40 кВА.
Заключение
Электроснабжение осуществляется от подстанции энергосистемы по двумя воздушным линиям напряжением 35 кВ, выполняемым проводом марки АС сечением 150 мм2, на железобетонных опорах.
Главная понизительная подстанция ГПП завода расположено почти в центре территории завода, возле цеха №5 (метод глубокого ввода). На ГПП на вводе установлены два высоковольтных выключателя типа ВМПП-10-1000-20У2.
ЗРУ 10 кВ выполнено из шкафов закрытого типа с одинарной системой шин, секционированной масляным выключателем с устройством автоматического включения резерва (АВР).
Цеховые трансформаторные подстанции установлены внутри цехов. Кабельные линии к трансформаторным подстанциям выполнены в траншеях, а внутри цехов по конструкциям. В цеховых двухтрансформаторных подстанциях (КТП) установлены трансформаторы ТМ-630/10, ТМ-400/10 и ТМ-250/10 с вторичным напряжением 0,4-0,23 кВ. Цеховые подстанции размещены в цехах 1, 2, 3, 4, и 5.
Распределительные устройства РУ находятся в цехах №1 и №2. РУ получают питание от ГПП по радиальной схеме.
Распределительные сети напряжением 10 кВ выполнены алюминиевым кабелем марки ААБ и по территории завода прокладываются в кабельных траншеях, а алюминиевые кабеля марки ААБГ прокладываемые в кабельных конструкциях внутри цехов.
Кабели напряжением 0,4 кВ внутри цехов прокладываем по конструкциям. Распределительные пункты установлены в цехе №6.
Для компенсации реактивной мощности на шинах низшего напряжения цеховых трансформаторных подстанций устанавливаются конденсаторные установки УКЛ-0,38У3, мощностью по 1800 кВАр на каждую секцию.
Список использованных источников
[1] Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. В 2-х кн. Под общ. ред. Федорова А.А. и Сербиновского Г.Н.. Кн.2. Технические сведения об оборудовании. М.: Энергия, 1974.
[2] Справочник по электроснабжению промышленных предприятий / Под общей ред. А.А. Федорова и Г.И. Сербиновского М.: — Энергия, 1980.
[3] Справочник по электроснабжению и электрооборудованию Т.1 / Под общей ред. А.А. Федорова. М.: — Энергоатомиздат, 1987.
[4] Справочник по электроснабжению и электрооборудованию Т.2 / Под общей ред. А.А. Федорова .М.: — Энергоатомиздат, 1987.
[5] Справочник по проектированию электроснабжения / Под ред. Ю.Г Барыбина, Л.Е. Федорова, М.Г. Земинкова, А.Г. Смирнова М.:- Энергоатомиздат, 1990.
[6] Справочная книга для проектирования электрического освещения / Под ред. Г.М. Кноринга Л.: — Энергия, 1976.
[7] Охрана труда в электроустановках / Под ред. Князевского Б.А. М.:- Энергоатомиздат, 1983.
[8] Князевский Б.А, Трунковский Л.Е. Монтаж и эксплуатация электроустановок М.: — Эноргоатомиздат,1984.
[9] Синягин Н.Н., Афанасьев Н.А., Новиков С.А. Система планово-предупредительного ремонта оборудования сетей и промышленной энергетики.М.: — Энергоатомиздат,1984.
[10] Федоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования М.: — Энергоатомиздат, 1987.
[11] Князевский Б.А., Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий М.: — Высшая школа, 1986.
[12] Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций М.: — Энергоатомиздат, 1989.
[13] Рожкова Л.Д, Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов. 3-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1987. — 648 с.
[14] Семчинов А.М. Токопроводы промышленных предприятий. 3-е изд., перераб. и доп. — Л.: Энергоиздат. Ленингр. отделение, 1982. — 208 с., ил.
Размещено на
