Таблшв 6. Результаты технико-экономического расчёта в системе шггания
Вариант | К;, руб. | Иi, руб./год | Уi,руб/год руб./ГОД | 3i, руб./год |
Первый | 58840 | 5530 | 41685 | 54275,8 |
Второй | 99200 | 9324,8 | 5326 | 26554,8 |
Выбираем УВН второго варианта (выключатель). Сравниваемые варианты представлены на рисунке 6.
Блок «линия-трансформатор» Выключатель
Рисунок 6. Варианты УВН
5.2. Выбор трансформаторов ППЭ
Выбор трансформаторов ППЭ осуществляется согласно ГОСТ 14209-85. Поскольку на проектируемом предприятии есть потребители I и П категории, то на ГПП устанавливаем два трансформатора. Мощность трансформаторов должна обеспечить потребную мощность предприятия в режиме работы после отключения повреждённого трансформатора, при чём нагрузка трансформаторов не должна снижать естественного их срока службы.
Так как среднеквадратичная мощность Рср.кв=11053 кВт (согласно пункту 2.2.), то намечаем к установке трансформаторы типа ТДН-10000/110.
На эксплуатационную перегрузку трансформатор проверять не будем, так как Sср.кв<2·Sтр. Проверим их на послеаварийную перегрузку:
коэффициент максимума: Кmax=
средневзвешенный cos φ: cosφср.вз= -
коэффициент послеаварийной перегрузки: (5.2.1)
где P.j — мощность, превышающая мощность Ртр,кВт;
Δtj — время перегрузки, ч.
=1,36
Рисунок 7. Выбор трансформаторов ППЭ
|
|
Так как К'2=1,36>0,9·Ктах=0,9·1,48=1,33, то тогда коэффициент перегрузки К2=К'2=1,36. Для системы охлаждения «Д» и времени перегрузки 15 часов и среднегодовой температуры региона +8,4°С из [8] К2доп=1,4.
К2доп=1,4 > К2=1,36, следовательно, трансформаторы ТДН-2\10000 удовлетворяют условиям выбора.
5.3. Выбор ВЛЭП
Так как в исходных данных не оговорены особые условия системы питания, то согласно [6] питание завода осуществляется по двухцепной воздушной НЭП. При этом выбираются марка проводов и площадь их сечения.
В данном случае в качестве питающей линии примем провода марки АС, что допустимо по условиям окружающей среды.
Выбор сечений проводов для напряжений 35 кВ и выше согласно [2], производится по нагреву расчётным током. Затем выбранные провода проверяются по экономической плотности тока и по условиям короны. Принимается большее из полученных значений. При этом проводники любых назначений согласно [2] должны удовлетворять условиям выбора по нагреву как в нормальных, так и в послеаварийных режимах, а также в период ремонта и возможных неравномерностей распределения токов между линиями (например, когда одна из линий отключена).
Кроме указанных условий выбора существуют так называемые «условия проверки», такие, как термическая и электродинамическая стойкость к коротким замыканиям, потери о отклонения напряжения на границе балансовой принадлежности (ГБП) сетей, механическая прочность.
|
|
В тех случаях, если сечение проводника, выбранное по первым трём условиям, оказалось меньше, чем по другим, то принимается большее сечение, полученное по условиям проверки.
Для воздушных ЛЭП напряжением выше 1 кВ и при ударном токе КЗ 50 кА и более для предупреждения схлёстывания проводов делается проверка на динамическое действие токов КЗ. Если ЛЭП оборудована быстродействующим автоматическим выключателем, то делается проверка проводов на термическую стойкость к токам КЗ [2]. Расчётный ток послеаварийного режима:
А (5.3.1)
Принимаем провод сечением F=10 мм2 с допустимым током Iдоп=84 А.
Экономическое сечение провода:
(5.3.2)
где Iр — расчётный ток послеаварийного режима, А;
jЭ — экономическая плотность тока, А/мм2.
Экономическая плотность тока jЭ для неизолированных алюминиевых проводов при числе часов использования максимума нагрузки в год от 3000 до 5000 (Тmax=4790 ч) согласно [2] равна 1,1.
|
|
Принимаем провод сечением 70 мм2 с допустимым током IДОП=265А
Согласно [2] проверка проводов по образованию короны определяется в зависимости от среднегодовых значений плотности и температуры воздуха на высоте (над уровнем моря) данной местности, по которой будет проложена ЛЭП, а также приведённого радиуса (диаметра) и коэффициента негладкости проводника. В данном проекте будем пользоваться для этой цели упрощённой эмпирической формулой определения критического напряжения, при котором возникает общая корона при хорошей погоде:
(5.3.3)
где d — расчётный диаметр витого провода, см;
Dср — среднегеометрическое расстояние между фазными проводами, см. Если Uкр > UH, то сечение провода выбрано верно, в противном случае необходимо принять большее сечение и сделать перерасчёт.
Для принятого ранее сечения 70 мм2 согласно [7] d=11,4 мм=1,14 см; Dcp=5 м=500 см для ЛЭП 110 кВ, тогда по выражению (5.3.3) получим:
Uкр= 127 кВ > UH=110 кВ, следовательно, окончательно принимаем провод марки АС сечением Fp=70 мм2.
«23
Проверку выбранных проводов ЛЭП на термическую стойкость не производим, так как в задании нет данных об устройствах быстродействующих АПВ линий.
|
|
Необходимость проверки на электродинамическую стойкость определяется после расчёта токов короткого замыкания.
Согласно ГОСТ 13109-87 на границе раздела (ГБП) трансформаторных подстанций 110/10-6 кВ, питающих цеховые КТП, освещение, асинхронные и синхронные электродвигатели напряжением до и выше 1000 В, нижняя граница отклонений напряжения Vн 110=-5% от номинального, верхняя граница Vв 110 =+12%. Тогда расчётный диапазон отклонений напряжения на зажимах 110 кВ УВН ППЭ в любом режиме нагрузки d 110=VB 110 - VH 110=12%-(-5%)=17%. Проверим потерю напряжения в ЛЭП
(5.3.4)
где Р, Q — расчётные нагрузки на провода, "МВт, Мвар;
г, х — активное и индуктивное сопротивления проводов на 1 км длины, Ом/км;
1 — длина проводов, км;
ΔU% — расчётные потери напряжения, %.
Таким образом, выбранные провода ВЛЭП-110 сечением 70 мм2 с допустимым током
1ДОП=265 А удовлетворяют и условиям нижней границы отклонений напряжения на ГБП в ре
жиме наибольших (послеаварийных) нагрузок.
6. ВЫБОР СИСТЕМЫ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ
В систему распределения СЭС предприятий входят РУНН пунктов приём электроэнергии (ПГВ), комплектные трансформаторные (цеховые) подстанции (КТП), распределительные пункты (РП) напряжением 6-10 кВ и линии электропередачи (кабели, токопроводы), связывающие их с ПГВ [2].
6.1. Выбор рационального напряжения системы распределения
Согласно методических указаний [5] для дипломного (учебного) лраектирования, если нагрузка ЭП напряжением 6 кВ составляет от суммарной мощности предприятия менее 15%, то можно принять без технико-экономического расчёта (ТЭР) рациональное напряжение системы распределения 10 кВ. Когда нагрузка 6 кВ составляет 40% и более от суммарной мощности, можно без ТЭР принять Uрац=6 кВ. В интервале 15-40% технико-экономическое сравнение вариантов системы с 6 или 10 кВ обязательно.
Процентное содержание нагрузки 6 кВ в общей нагрузке предприятия:
(6.1.1)
где SM — полная мощность предприятия согласно пункту 2.1, кВА;
— полная нагрузка напряжением выше 1000 В, кВА. С использованием данных пункта 2.1 получим, что
5642 кВА
Тогда = 40%
Таким образом, окончательно без ТЭР принимаем Upau=6 кВ.
6.2. Выбор числа РП, ТП и мест их расположения
Прежде чем определять место расположения и число РП и ТП, произведём расчёт средних нагрузок цехов за наиболее загруженную смену на напряжении до 1000 В по формулам:
(6.2.1)
(6.2.2)
(6.2.3)
(6.2.4)
Пример расчёта для цеха №1:
коэффициент максимума: Км =
средняя активная нагрузка за наиболее загруженную смену: кВт;
средняя реактивная нагрузка за наиболее загруженную смену: 989 кВт;
средняя полная нагрузка этого цеха: 1735 кВА
Расчёт для остальных цехов сведён в таблицу 7,
Таблица 7 средние нагрузки цехов за наиболее загруженную смену
|
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
№ цеха | РН,кВт | QН,квар | КС | КИ | КМ | РСР,кВт | QCР,квар | SСР,кВА |
1 | 1724,8 | 1196,8 | 0,85 | 0,7 | 1,21 | 1425,5 | 989 | 1735 |
6 кВ | 1071 | -514,08 | 0,85 | 0,7 | 1,21 | 885 | -424,9 | 981,7 |
2 | 1365,8 | 1299,2 | 0,7 | 0,7 | 1 | 1365,8 | 1299,2 | 1885 |
3 | 861,4 | 881,6 | 0,4 | 0,3 | 1,33 | 647,7 | 662,9 | 922,8 |
6 кВ | 400 | 248 | 0,4 | 0,3 | 1,33 | 300,8 | 186,5 | 353,9 |
4 | 560,4 | 633,6 | 0,5 | 0,4 | 1,25 | 448,3 | 506,9 | 676,7 |
5 | 405,6 | 375 | 0,7 | 0,7 | 1 | 405,6 | 375 | 552,4 |
6 | 148,6 | 189,1 | 0,5 | 0,4 | 1,25 | 118,9 | 151,3 | 552,4 |
продолжение таблицы№7 | ||||||||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
7 | 52,1 | 38 | 0,4 | 0,3 | 1,33 | 39,2 | 28,6 | 48,5 |
8 | 121,8 | 92,4 | 0,5 | 0,4 | 1,25 | 97,4 | 73,9 | 122,3 |
9 | 176,5 | 158,3 | 0,5 | 0,4 | 1,25 | 141,2 | 126,6 | 189,7 |
10 | 785 | 947,7 | 0,6 | 0,5 | 1,2 | 654 | 789,8 | 1025,4 |
6 кВ | 780 | 374,4 | 0,65 | 0,6 | 1,08 | 722,2 | 346,7 | 801 |
11 | 817,7 | 1004,2 | 0,6 | 0,5 | 1,2 | 654 | 789,6 | 1025,4 |
6кВ | 780 | 374,4 | 0,65 | 0,6 | 1,08 | 722,2 | 346,7 | 801 |
12 | 307,2 | 389 | 0,5 | 0,4 | 1,25 | 245,8 | 311,2 | 396,6 |
13 | 538 | 568,8 | 0,6 | 0,5 | 1,2 | 448,3 | 473,8 | 652,3 |
14 | 34,8 | 25,3 | 0,4 | 0,3 | 1,33 | 26,2 | 19 | 32,4 |
15 | 62,9 | 46,4 | 0,4 | 0,3 | 1,33 | 47,3 | 34,8 | 58,7 |
16 | 74 | 51,7 | 0,5 | 0,4 | 1,25 | 59,2 | 41,46 | 72,2 |
17 | 9,8 | 5,9 | 0,4 | 0,3 | 1,33 | 7,4 | 4,4 | 8,6 |
18 | 99 | 59,4 | 0,5 | 0,4 | 1,25 | 79,2 | 47,5 | 92,4 |
19 | 313,9 | 275,2 | 0,5 | 0,4 | 1,25 | 251,1 | 220,2 | 334 |
20 | 336,9 | 352,8 | 0,6 | 0,5 | 1,2 | 280,8 | 294 | 406,6 |
21 | 50,5 | 50,3 | 0,3 | 0,2 | 1,5 | 33,7 | 33,5 | 47,5 |
22 | 2560 | -1240 | 0,8 | 0,7 | 1,14 | 2245,6 | -1087,7 | 2495,2 |
б.З. Размещение БСК в электрической сети предприятия
Согласно [5] для компенсации реактивной мощность используются только низковольтные БСК (напряжением до 1000 В) при выполнении следующего условия:
;
где QЭ— реактивная мощность, предаваемая из энергосистемы в сеть
потребителя, квар;
Qсд — реактивная мощность, выдаваемая в электрическую сеть синхронными двигателями, квар;
Qa — мощность потребителей реактивной мощности на шинах 6 кВ, квар.
QЭ+QСД=4259,8+1754,08=6049,88квар>QА=2750,88квар.
Следовательно, будем использовать БСК только на 0,4 кВ. Размещение БСК будем производить пропорционально реактивной мощности узлов нагрузки. БСК не следует устанавливать на силовых пунктах, на подстанциях, где мощность нагрузки менее 150 квар (это экономически нецелесообразно). Веилчина мощности БСК в i-том узле нагрузки определяется по выражению:
; (6.3.2)
где QMI–мощность реактивной нагрузки итого узла, квар;
QMΣ–сумма реактивных нагрузок всех узлов, квар.
QКУ=4893,7 квар; QMΣ=8285,92 квар.
|
Затем полученные расчётным путём qh округляются до ближайших стандартных значений БСК Qe; станд, взятых :из [З]. Результаты представлены в таблице 8. Типы используемых стандартных БСК приведены в таблицу 9. В заключении делаем следующую проверку:
(6.3.3)
Условие (6.3.3) выполняется.
6.4. Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых ТП
Выбор проводится в следующей последовательности;
1. Определяется тип КТП. Для цехов I и II категории применяются двухтрансформаторные КТП. Если в цехе имеются ЭП только ΙΙΙ категории и общая мощность цеха не превышает 1000 кВА, то применяются однотрансформаторные КТП.
2. Определяются средние .нагрузки цехов за наиболее нагруженную смену с учётом БСК
3. Задаёмся максимальной мощностью трансформаторов. Если Scpi<1500 кВА, то Smax,тр =2500 кВА. Если Scpi>1500 кВА, то рассчитывается плотность нагрузки: кВА/м2. Если 0,3>ρi>0,2 кВА/м2, то SMAX.ТР=1600 кВА,если же pi>0,3 кВА/м2, то Smax.TР=2500 кВА.
4. Определяется предварительная мощность трансформаторов ST при условии, что в цехе установлена одна КТП: Sтi = , где β=0,7 при N=2 и β =0,95 при N=1.
5. Определяется число КТП N ктп и стандартные мощности их тpaнcфopмaтpoв .ST CT- Если STi<Smax трi, то Nктп=1, Sт ст≥STi, иначе Nктп= , а
6. Определяются коэффициенты загрузки трансформаторов в нормальном режиме КЗНР и в послеаварийном режиме КЗ. При этом К3тр не должен превышать 1,5;
Рассмотрим расчет для цеха №1:
1. цех первой категории, следовательно, устанавливается двухтрансформаторная КТП;
2. 1453,5 кВА
3. 1038,2 кВА;
4. так как Sт1=1038,2 кВА< Smax тр1=1600 кВА, то Nктп=1, Sт1≥Smax т, Sт.ст=1000кВА
5. ; 1,453.
Расчёт для остальных цехов представлен в таблице 8.
Таблица 8. Выбор числа и мощности БСК и КТП
№ цеха | Рср, кВт | QСР, квар. | QМ, квар. | Qкi, квар. | Qбi станд, квар. | Sср i. кВА. | ρ, кВА/м2 | Число КТП, число и мощность трансформаторов | Кзнр | Кзпар |
1 | 1424,5 | 989 | 1196,8 | 706,8 | 700 | 1453,5 | ---- | 1КТП251000 | 0,76 | 1,45 |
2 | 1365,5 | 1299,2 | 1299,2 | 767,3 | 750 | 1472 | ----- | 1КТП251000 | 0,75 | 1,5 |
3 | 647,7 | 662,9 | 881,6 | 520,7 | 500 | 667,8 | ----- | 1КТП25630 | 0,52 | 1,05 |
4 | 448,3 | 506,9 | 248 | 146,5 | 150 | 516,7 | ----- | 1КТП25400 | 0,64 | 1,29 |
5 | 405,6 | 375 | 375 | 221,5 | 200 | 441,7 | ---- | 1КТП25400 | 0,55 | 1,10 |
6 | 118,9 | 151,3 | 189,1 | 111,7 | 100 | 129,5 | ---- | 1КТП1x250 | 0,708 | --- |
7 | 39,2 | 28,6 | 38 | 22,4 | 0 | 45,1 | ---- | ----- | --- | --- |
8 | 97,4 | 73,9 | 92,4 | 54,6 | 0 | 134,2 | ---- | ---- | --- | --- |
9 | 141,2 | 126,6 | 158,3 | 93,5 | 0 | 189,6 | ---- | ---- | --- | --- |
10 | 654 | 789,8 | 947,7 | 559,7 | 550 | 696,5 | ---- | 1КТП25630 | 0,55 | 1,10 |
11 | 681,4 | 836,8 | 1004,2 | 593 | 600 | 721,4 | ---- | 1КТП25630 | 0,57 | 1,14 |
12 | 245,8 | 311,2389 | 389 | 229,7 | 240 | 256 | ---- | 1КТП25250 | 0,51 | 1,02 |
13 | 448,3 | 473,8 | 568,6 | 335,8 | 350 | 465 | ---- | 1КТП25400 | 0,65 | 1,4 |
14 | 26,2 | 19 | 25,3 | 15 | 0 | 32,4 | ---- | ---- | ---- | ---- |
15 | 47,3 | 34,8 | 46,4 | 27,4 | 0 | 58,7 | ---- | ---- | ---- | ---- |
16 | 52,9 | 41,46 | 51,7 | 30,5 | 0 | 72,3 | ---- | ---- | ---- | ---- |
17 | 7,4 | 4,4 | 5,9 | 3,5 | 0 | 9 | ---- | ---- | ---- | ---- |
18 | 79,2 | 47,5 | 59,4 | 35 | 0 | 92,4 | ---- | ---- | ---- | ---- |
19 | 251,1 | 220,2 | 275,2 | 165,5 | 150 | 260,7 | ---- | 1КТП25400 | 0,7 | 1,4 |
20 | 280,8 | 294 | 406,6 | 240 | 240 | 286 | ---- | 1КТП25250 | 0,57 | 1,14 |
21 | 33,7 | 33,5 | 50,3 | 29,7 | 0 | 47,5 | ---- | ---- | ---- | ---- |
Примечание 1. Для обеспечения наилучшей в данных условиях взаимозаменяемости будем применять только четыре типоразмера трансформаторов КТП.
Таблица 9. Стандартные БСК
№ цеха
| QБi СТАНД,квар | Тип БСК 3
| ||||
1
| 14550 | УК2-0,38-50У3 | ||||
2
| 10575 | УК3-0,38-75У3 | ||||
3
| 25250 | УКМ-0,4-250-50У3 | ||||
4
| 2575 | УК3-0,38-75У3 | ||||
5
| 25100 | УК4-0,38-100УЗ | ||||
6
| 2550 | УК2-0,38-50УЗ | ||||
7
| ----- | ----- | ||||
8
| ----- | ----- | ||||
9
| ----- | ----- | ||||
10
| 45150 | УКБ-0,38-150УЗ | ||||
11
| 45150 | УКБ-0,38-150УЗ | ||||
12.
| 15240 | УКБ-0,415-240ТЗ | ||||
13
| 6560 | УКЗ-0,415-60ТЗ | ||||
14
| ------ | ------- | ||||
15
| ------ | ------- | ||||
16
| ------ | ------- | ||||
17
| ------ | ------- | ||||
18
| ------ | ------- | ||||
19 | 2575 | УКЗ-0,38-75УЗ | ||||
20 | 15240 | УКБ-0,415-240УЗ | ||||
21
| ------ | ------- | ||||
6.5. Расчёт потерь в трансформаторах цеховых КТП
Для данного расчёта необходимы каталожные данные трансформаторов КТП. Они взяты из [3] и представлены в таблицу 10.
Таблица 10. Каталожные данные трансформаторов KТП
Тип трансформатора | uk,% | ΔРХ, кВт | ΔРK, кВт | Iх, % | ΔQX, квар |
ТМЗ-250 | 4,5 | 0,74 | 3,7 | 2,3 | 5,7 |
ТМЗ-400 | 4,5 | 0,95 | 5,5 | 2,1 | 8,35 |
ТМЗ-630 | 5,5 | 1,31 | 7,6 | 1,8 | 11,26 |
ТМЗ-1000 | 5,5 | 2,45 | 11 | 1,4 | 13,78 |
Расчёт проводится в следующей последовательности: определяются реактивные потери холостого хода:
(6.5.1)
где Ix — ток холостого хода, %;
sном— номинальная мощность трансформатора, кВА;
ΔРХ — активные потери холостого хода, кВт;
рассчитываются активные потери мощности в трансформаторах:
(6.5.2)
где n — число параллельно работающих трансформаторов, шт.; ΔРК — активные потери короткого замыкания, кВт;
SM — мощность, проходящая через трансформатор, кВА;
находятся реактивные потери мощности в трансформаторах:
|
(6.5.3)
где uk% — напряжение короткого замыкания, %.
Расчёт для КТП цеха №1: QM реальн. - Qбiстанд=1196,8-700=496,8 квар;
1794,9 Ква;
31,8 кВт;
квар;
квар.
Результаты расчёта для остальных КТП представлены в таблицу 11.
Таблица 11. Потери в трансформаторах цеховых КТП
№ цеха | n5Sтр | Рм,кВт | Qм реальн,квар | SM, кВА | ΔРто,кВт | ΔQтр, квар | Рmax,кВт | Qmax, квар | Smax, кВА |
1 | 251000 | 1724,8 | 496,8 | 1794,9 | 31,8 | 116,15 | 1756,6 | 612,95 | 1860,7 |
2 | 251000 | 1365,8 | 549,2 | 1472 | 16,8 | 87,14 | 1382,6 | 636,34 | 1522 |
3 | 25630 | 861,4 | 381,6 | 942,1 | 11,1 | 61,98 | 872,5 | 443,5 | 978,7 |
4 | 25400 | 560,4 | 92 | 568,9 | 7,46 | 34,9 | 567,86 | 126,9 | 581,8 |
5 | 25400 | 405,6 | 175 | 441,7 | 5,25 | 27,6 | 410,85 | 202,7 | 458,1 |
6 | 25400 | 148,6 | 89 | 173,2 | 2,4 | 18,4 | 151 | 107,4 | 185,2 |
7 | - | 52,1 | 38 | 64,5 | - | - | - | - | - |
8 | - | 121,8 | 92,4 | 152,8 | - | - | - | - | - |
9 | - | 176,5 | 158,3 | 237- | - | - | - | - | - |
10 | 25630 | 785 | 397,4 | 879,8 | 10 | 56,3 | 795 | 453,7 | 915,3 |
11 | 25630 | 817 | 404,2 | 911,5 | 10,6 | 58,8 | 827,6 | 463 | 948,3 |
12 | 25250 | 307,2 | 149 | 341,4 | 5,3 | 21,9 | 312,5 | 170,9 | 365 |
13 | 25400 | 538 | 218,6 | 580,7 | 7,7 | 35,6 | 545,7 | 254,2 | 602 |
14 | - | 34,8 | 25,3 | 43 | - | - | - | - | - |
15 | - | 62,9 | 46,4 | 78,1 | - | - | - | - | - |
16 | - | 66,7 | 51,7 | 84,4 | - | - | - | - | - |
17 | - | 9,8 | 5,9 | 11,4 | - | - | - | - | - |
18 | - | 99 | 59,4 | 115,4 | - | - | - | - | - |
19 | 25400 | 313,9 | 125,2 | 337,9 | 4,85 | 21,6 | 318,75 | 146,8 | 350 |
20 | 25250 | 336,9 | 166,6 | 375,8 | 5,66 | 24,1 | 342,56 | 191,2 | 392,3 |
21 | - | 50,5 | 50,3 | 71,3 | - | - | - | - | - |
22 | - | - | - | - | - | - | - | - |
Примечание 1. В вышеприведённой таблице Qм реальн=Qм-Qбi станд.
6.6. Выбор способа канализации электроэнергии
Так как передаваемые в одном направлении мощности незначительны, то для канализации электроэнергии будем применять КЛЭП.
Выбор сечения КЛЭП производится в соответствии с требованиями [2] с учётом нормальных и послеаварийных режимов работы электросети и перегрузочной способности КЛЭП различной конструкции. Кабели будем прокладывать в земле, время перегрузки принимаем равным 5 часам. Допускаемая в течение 5 суток на время ликвидации аварии перегрузка для КЛЭП с бумажной изоляцией составляет 30% [2]. План канализации электроэнергии был намечен ранее и представлен на рисунке 7.
Кабель выбирается по следующим условиям:
1) по номинальному напряжению;
2) по току номинального режима;
3) по экономическому сечению.
Кабель проверяется по следующим условиям:
1) по току послеаварийного режима;
2) по потерям напряжения;
3) на термическую стойкость к токам короткого замыкания. Выберем кабель от ГПП до ТП 6.
Максимальная активная мощность: Рm=PТП6+РСП7=151+52,1=203,1 кВт,
Максимальная реактивная мощность: QM=QТП6 +QСП7 =107.4+38=145.4 квар,
Полная мощность:SM= кВА.
Расчётный ток кабеля в нормальном режиме определяется по выражению:
Расчётный ток послеаварийного режима: 1рпар=2-1рнр=2·11,5=23 А.
Экономическое сечение:
где экономическая плотность тока jЭ для.кабелей с бумажной изоляцией с алюминиевыми жилами при числе часов использования'максимума нагрузки в год от 3000 до 5000 (Тmах =4790 ч) согласно [2] равна 1,4 А/мм2.
Предварительно принимаем кабель марки ААШв сечением 10 мм2 с допустимым током I доп =60А. Допустимый ток при прокладке кабеля в земле определяется по выражению:
IДОП РЕАЛ=К1·К2·К3·IДОП
где
К1 — поправочный коэффициент для кабеля, учитывающий фактическое тепловое сопротивление земли, для нормальной почвы и песка влажностью 7-9%, для песчано-глинистой почвы влажностью 12-14% согласно [2] Ki=l,0;
К2 — поправочный коэффициент, учитывающий количество параллельно проложенных кабелей в одной траншее из [2];
К3 — поправочный коэффициент, учитывающий допустимую перегрузку кабелей на период ликвидации послеаварийного режима, для кабелей напряжением до 10 кВ с бумажной изоляцией при коэффициенте предварительной нагрузки 0,6 и длительности максимума перегрузки 5 часов согласно [2] кз=1,3.
. IДОП РЕАЛ=К1·К2·К3·IДОП=1·1·1,3·60=78А.
Проверку на термическую стойкость и по потерям напряжения проводить не будем, так как не известны ток короткого замыкания и допустимые потери напряжения. Выбор остальных кабелей сведён в таблицу 12.
Таблица 12. Выбор КЛЭП U=6 кВ
Наименование КЛЭП | Smax, кВА. | Iрнр, А | Iрпар, А | FЭК, мм2 | К1 | К2 | К3 | Iднр, А | Iдпар, А | Количество, марка и сечение кабеля |
ГПП-ТП1 | 1997,5 | 96 | 192,2 | 68 | 1 | 0,87 | 1,3 | 225 | 254 | 2 ААШв-6-3595 |
ТП1-СП8 | 152,8 | 220 | ----- | --- | 1 | 1 | 1.3 | 240 | ААШв-0,4-3595+1535 | |
ГПП-ТП2 | 1522 | 73,3 | 146,6 | 52,3 | 1 | 0,92 | 1,3 | 155 | 185,4 | 2ААШв-6-3550 |
ГПП-ТП3 | 1160,5 | 55,9 | 111,8 | 40 | 1 | 0,87 | 1,3 | 125 | 141,4 | 2ААШв-6-3525 |
ТП3-СП16 | 210,9 | 152 | 304,7 | 108,8 | 1 | 1 | 1,3 | 305 | -- | ААШв-0,4-35150+1570 |
СП16-СП17 | 126,9 | 91,7 | -- | --- | 1 | 1 | ----- | 200 | ААШв-0,4-3570+1525 | |
СП17-СП18 | 115,5 | 83,4 | --- | ---- | 1 | 1 | --- | 200 | - | ААШв-0,4-3570+1525 |
ГПП-ТП4 | 1032,7 | 49,6 | --- | --- | 1 | 1 | -- | 105 | -- | 2ААШв-6-3525 |
ТП4-ТП5 | 458,1 | 22 | 44 | 15,7 | 1 | 0,92 | 1,3 | 60 | 71,8 | 2ААШв-6-3510 |
ГПП-ТП | 247,2 | 11,5 | 23 | 8,6 | 1 | 1 | 1,3 | 60 | 78 | ААШв-6-3510 |
ТП6-СП7 | 64 | 93 | 1 | 1 | 115 | ААШв-0,4-3525+1510 | ||||
ГПП-РП1 | 4240 | 204 | 408 | 145 | 1 | 1 | 1,3 | 225 | 295 | 252ААШв-6-3595 |
РП1-ТП7 | 915,4 | 44 | 88 | 31,5 | 1 | 0,87 | 1,3 | 105 | 118 | 2ААШв-6-3525 |
РП1-ТП8 | 947 | 45 | 91 | 32,5 | 1 | 0,92 | 1,3 | 105 | 125,6 | 2ААШв-6-3525 |
РП1-ТП11 | 651 | 31,3 | 62 | 22 | 1 | 1 | 1,3 | 80 | 104 | 2ААШв-6-3516 |
ТП11-СП9 | 237 | 342 | 1 | 1 | 345 | ААШв-0,4-35185+1595 | ||||
ТП11-СП21 | 71,3 | 103 | 1 | 1 | 115 | ААШв-0,4-3525+1510 | ||||
ГПП-РП2 | 3900 | 187,8 | 375 | 134 | 1 | 0,92 | 1,3 | 390 | 466,4 | 2ААШв-6-35240 |
РП2-ТП9 | 356 | 17,2 | 34,3 | 12,6 | 1 | 1 | 1,3 | 60 | 78 | 2ААШв-6-3510 |
РП2-ТП10 | 717,2 | 34,5 | 69 | 24,7 | 1 | 0,87 | 1,3 | 80 | 90,48 | 2ААШв-6-3516 |
ТП10-СП14 | 121,2 | 175 | 1 | 1 | 206 | ААШв-0,4-3570+1525 | ||||
СП14-СП15 | 78,2 | 112,9 | 1 | 1 | 115 | ААШв-04-3525+1510 | ||||
РП2-ТП12 | 392,3 | 18,9 | 37,8 | 13,5 | 1 | 1 | 1,3 | 60 | 78 | 2ААШв-6-3510 |
ГПП-цех№1 | 385 | 42 | 1 | 1 | 60 | 2ААШв-6-3510 | ||||
ГПП-цех№3 | 500 | 60 | 1 | 1 | 60 | 2ААШв-6-3510 | ||||
РП1-цех№10 | 600 | 64,2 | 1 | 1 | 80 | 2ААШв-6-3516 | ||||
РП1-цех№11 | 600 | 64,2 | 1 | 1 | 80 | 2ААШв-6-3516 | ||||
РП2-цех№22 | 935 | 90 | 1 | 1 | 105 | 2ААШв-6-3525 |
Примечание 1. Согласно [2] сети промышленных предприятий и сооружений напряжением до 1000 В при числе часов использования максимума нагрузки 4000—5000 проверке по экономической плотности тока не подлежат.
Выбор кабелей для потребителей напряжением 6кВ.
Из [8] выбираем стандартный ЭД: СДН2-17-26У3, со следующими параметрами Р„=315 кВт, SH=385 кВА, UH=6 кВ, η=91%, cosφ=-0,9. Для остальных цехов выбранные стандартные ЭД представлены в таблице 13.
Расчётный ток нормального режима:
Экономическое сечение:
Выбираем кабель марки ААШв сечением 25 мм2 с IДОП=105 А.
Расчётный ток нормального режима для АД цеха№3 определяется по выражению:
Экономическое сечение:
Выбираем кабель марки ААШв сечением 50мм2, с током Iдоп=155А.
Для литейных цехов (цех №10 и №11) расчётный ток нормального режима для потребителей 6 кВ будет равен:
Для цеха №22 выбираем стандартный ЭД : СТД -800 -23УХЛ4, со сведущими параметрами: PНОМ=800 кВт, SНОМ=935кВА, η=96%, UH=6кВ, cos. -0,9.
Расчётнй ток нормального режима равен:
Экономическое сечение:
Выбираем кабель марки ААШв сечением 25мм2.
Таблица 13 Каталожные данные ЭД 6кВ.
№ цеха | тип двигателя | SH, кВА | Рн,кВт | COS ф | η, % |
1 | СДН2-17-26УЗ | 385 | 315 | -0,9 | 91 |
3 | ДАЗО4-450Х-6У1 | 500 | 0,85 | 94,4 |
7. РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
Токи КЗ рассчитываются на линейных вводах высшего напряжения трансформатора ППЭ (К-1), на секциях шин 6 кВ ППЭ (К-2), на шинах 0,4 кВ ТП4 (К-3). Исходная схема для расчёта токов КЗ представлена на рисунке 9, а схемы замещения — на рисунке 10 для расчёта токов КЗ выше 1000 В, на рисунке 11 для расчёта токов КЗ ниже 1000 В.
Расчёт токов КЗ в точке К-1- К-4 проводим в относительных единицах. Для точки К-5 расчёт будем проводить в именованных единицах без учёта системы, так как система большой мощности, и её можно считать источником питания с неизменной эдс, и нулевым внутренним сопротивлением. Для точки К-2, К-3 и К-4 будем учитывать подпитку от электродвигателей.
|
|
Расчёт т ока КЗ в точке К-1
За базисную мощность примем мощность системы: S б = Sc =1500 MBA . Базисное напряжение: U б1 =115 кВ.
Базисный ток:
Параметры схемы замещения:
Хс=0,6 о.е. согласно исходных данных;
где Хо=0,444 — удельное сопротивление ВЛЭП, Ом/км;
L — длина ВЛЭП, км.
Дата добавления: 2019-07-15; просмотров: 279; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!