Реферат: Электроснабжение бумажной фабрики
--PAGE_BREAK--Генеральный план фабрики
<img width=«263» height=«358» src=«ref-1_1498089754-7335.coolpic» v:shapes="_x0000_i1025">
Рисунок 2 Генеральный план фабрики
2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
2.1 Метод коэффициента спроса
Расчетный максимум, необходимый для выбора почти всех элементов системы электроснабжения: сечения проводников, трансформаторов ППЭ, отключающей аппаратуры, измерительных приборов и так далее, определяемый сначала для отдельных цехов, а затем и для всей фабрики в целом, находится по коэффициенту спроса по выражению:
<img width=«95» height=«25» src=«ref-1_1498097089-206.coolpic» v:shapes="_x0000_i1026"> <img width=«100» height=«23» src=«ref-1_1498097295-223.coolpic» v:shapes="_x0000_i1027"> (2.1.1),
где: <img width=«37» height=«24» src=«ref-1_1498097518-128.coolpic» v:shapes="_x0000_i1028"> расчётный максимум соответствующего цеха без учёта освещения, кВт;
<img width=«39» height=«24» src=«ref-1_1498097646-121.coolpic» v:shapes="_x0000_i1029">коэффициент спроса соответствующего цеха.
Расчёт силовой нагрузки для цеха №13 состоящей из нагрузки выше 1000В и ниже 1000В:
<img width=«101» height=«24» src=«ref-1_1498097767-214.coolpic» v:shapes="_x0000_i1030"><img width=«69» height=«21» src=«ref-1_1498097981-163.coolpic» v:shapes="_x0000_i1031"><img width=«29» height=«19» src=«ref-1_1498098144-111.coolpic» v:shapes="_x0000_i1032"> кВт;
<img width=«220» height=«24» src=«ref-1_1498098255-406.coolpic» v:shapes="_x0000_i1033"> квар;
<img width=«151» height=«24» src=«ref-1_1498098661-305.coolpic» v:shapes="_x0000_i1034"> кВт;
<img width=«192» height=«24» src=«ref-1_1498098966-374.coolpic» v:shapes="_x0000_i1035">квар.
Для остальных цехов расчёт представлен в таблице №2.
Кроме того, необходимо учесть нагрузку искусственного освещения цехов и территории фабрики.
Эта нагрузка определяется по удельной мощности освещения, по выражению:
<img width=«140» height=«51» src=«ref-1_1498099340-416.coolpic» v:shapes="_x0000_i1036"> (2.1.2),
где: F– освещаемая площадь, <img width=«23» height=«21» src=«ref-1_1498099756-106.coolpic» v:shapes="_x0000_i1037">;
δ – удельная плотность осветительной нагрузки, Вт/м2,
КСО – коэффициент спроса осветительной нагрузки;
tgφ– коэффициент мощности осветительной нагрузки.
Для освещения складов и цехов используем люминесцентные лампы с cosφ=0,75 (tgφ=0,88), для территории предприятия используются дугоразрядные лампы (ДРЛ) с cosφ=0.5 и (tgφ=1,73).
Расчет освещения для цеха №1
<img width=«316» height=«24» src=«ref-1_1498099862-473.coolpic» v:shapes="_x0000_i1038">кВт
<img width=«221» height=«21» src=«ref-1_1498100335-371.coolpic» v:shapes="_x0000_i1039">квар
Для остальных цехов расчёт приведён в таблице № 2.
Полная нагрузка цеха напряжением до 1000В представляет собой сумму силовой и осветительной нагрузки:
<img width=«100» height=«24» src=«ref-1_1498100706-219.coolpic» v:shapes="_x0000_i1040"> <img width=«12» height=«23» src=«ref-1_1498100925-73.coolpic» v:shapes="_x0000_i1041"><img width=«103» height=«24» src=«ref-1_1498100998-230.coolpic» v:shapes="_x0000_i1042"> (2.1.3)
Для цеха №1 <img width=«159» height=«21» src=«ref-1_1498101228-282.coolpic» v:shapes="_x0000_i1043">кВт,
<img width=«171» height=«21» src=«ref-1_1498101510-312.coolpic» v:shapes="_x0000_i1044"> квар.
Дальнейший расчёт нагрузок по цехам приведён в таблице № 2.
Таблица№2
Осветительная нагрузка территории
Площадь территории Fтер=130430м2,
удельная плотность освещения δтер=1 Вт/м2,
коэффициент спроса осветительной нагрузки Ксо тер=1[3]
<img width=«12» height=«23» src=«ref-1_1498100925-73.coolpic» v:shapes="_x0000_i1045"><img width=«407» height=«51» src=«ref-1_1498101895-1067.coolpic» v:shapes="_x0000_i1046">
Активная суммарная нагрузка напряжением до 1000В
<img width=«393» height=«69» src=«ref-1_1498102962-894.coolpic» v:shapes="_x0000_i1047">
Суммарная реактивная нагрузка напряжением до 1000В
<img width=«407» height=«45» src=«ref-1_1498103856-935.coolpic» v:shapes="_x0000_i1048">.
Полная суммарная мощность напряжением до1000В
<img width=«425» height=«41» src=«ref-1_1498104791-840.coolpic» v:shapes="_x0000_i1049">.
При определении суммарной нагрузки по фабрики в целом необходимо учесть коэффициент разновремённости максимумов Крм, значение которого равно 0,925, а также потери в силовых трансформаторах, которые еще не выбраны, по этому эти потери учитываются приближенно по ниже следующим выражениям.
Приближенные потери в трансформаторах цеховых подстанций:
<img width=«300» height=«67» src=«ref-1_1498105631-958.coolpic» v:shapes="_x0000_i1050">
Суммарная активная нагрузка напряжением выше 1000В:
<img width=«180» height=«45» src=«ref-1_1498106589-569.coolpic» v:shapes="_x0000_i1051">
Суммарная реактивная нагрузка напряжением выше 1000В:
<img width=«199» height=«45» src=«ref-1_1498107158-599.coolpic» v:shapes="_x0000_i1052">
Активная мощность предприятия:
<img width=«548» height=«31» src=«ref-1_1498107757-1136.coolpic» v:shapes="_x0000_i1053">
Реактивная мощность предприятия без учёта компенсации:
<img width=«576» height=«31» src=«ref-1_1498108893-1197.coolpic» v:shapes="_x0000_i1054">
Экономически обоснованная мощность, получаемая предприятием в часы максимальных нагрузок:
<img width=«304» height=«29» src=«ref-1_1498110090-520.coolpic» v:shapes="_x0000_i1055">,
где 0,3-нормативный tgφэк для Западной Сибири и U=110кВ.
Мощность компенсирующих устройств, которую необходимо установить в системе электроснабжения предприятия:
<img width=«341» height=«29» src=«ref-1_1498110610-578.coolpic» v:shapes="_x0000_i1056">
Полная мощность предприятия, подведённая к шинам пункта приёма электроэнергии (ППЭ):
<img width=«407» height=«37» src=«ref-1_1498111188-765.coolpic» v:shapes="_x0000_i1057">
Суточный график электрических нагрузок.
t.ч
Рзим, %
Рлетн,%
Рmax.раб, кВт
Рраб, зим. кВт
Рр.летн, кВт
Рвых, кВт
0
82
80
15259,14
12512,5
12207,31
7655,035
1
81
79
15259,14
12359,9
12054,72
7655,035
2
80
78
15259,14
12207,31
11902,13
7655,035
3
80
78
15259,14
12207,31
11902,13
7655,035
4
80
78
15259,14
12207,31
11902,13
7655,035
5
80
78
15259,14
12207,31
11902,13
7655,035
6
78
75
15259,14
11902,13
11444,36
7655,035
7
83
79
15259,14
12665,09
12054,72
7655,035
8
95
91
15259,14
14496,18
13885,82
6124,28
9
100
95
15259,14
15259,14
14496,18
6124,28
10
100
95
15259,14
15259,14
14496,18
6124,28
11
95
93
15259,14
14496,18
14191
6124,28
12
93
91
15259,14
14191
13885,82
6124,28
13
95
93
15259,14
14496,18
14191
6124,28
14
96
94
15259,14
14648,77
14343,59
6124,28
15
96
93
15259,14
14648,77
14191
6124,28
16
90
87
15259,14
13733,23
13275,45
6124,28
17
93
88
15259,14
14191
13428,04
6124,28
18
95
91
15259,14
14496,18
13885,82
6124,28
19
97
93
15259,14
14801,37
14191
7655,035
20
95
93
15259,14
14496,18
14191
7655,035
21
97
94
15259,14
14801,37
14343,59
7655,035
22
90
88
15259,14
13733,23
13428,04
7655,035
23
85
83
15259,14
12970,27
12665,09
7655,035
3. ПОСТРОЕНИЕ ГРАФИКОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
По данным таблицы 3 построен суточный график нагрузки для рабочего дня, который представлен на рисунке 3. График нагрузки выходного дня также приведён на рисунке 3.
<img width=«416» height=«230» src=«ref-1_1498111953-9061.coolpic» v:shapes="_x0000_i1058">
Рисунок 3. Суточный график электрических нагрузок
Для построения годового графика используется суточный график для рабочих и выходных дней, принимаем, что в году 127 зимних,127 летних и 111 выходных дней. Годовой график электрических нагрузок показан на рис.4.
<img width=«380» height=«259» src=«ref-1_1498121014-6051.coolpic» v:shapes="_x0000_i1059">
Рисунок 4. Годовой график электрических нагрузок
Число часов использования максимальной нагрузки определяется по выражению:
<img width=«109» height=«49» src=«ref-1_1498127065-417.coolpic» v:shapes="_x0000_i1060">, (3.1)
TMAX=<img width=«267» height=«44» src=«ref-1_1498127482-626.coolpic» v:shapes="_x0000_i1061">ч.
4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЦЕНТРА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
Для построения картограммы нагрузок как наглядной картины территориального расположения мощностей цехов необходимы центры электрических нагрузок (ЦЭН) этих цехов. В данной работе предполагается, что ЦЭН каждого цеха находится в центре тяжести фигуры плана цеха, так как данных о расположении нагрузок в цехах нет. Нагрузки цехов представляются в виде кругов, площадь которых равна нагрузке этих цехов, а радиус определяется по выражению:
<img width=«80» height=«47» src=«ref-1_1498128108-284.coolpic» v:shapes="_x0000_i1062">, (4.1)
где m – выбранный масштаб, кВт/мм.
Выбираем масштаб m=1,7 кВт/мм. Расчет радиусов сведён в таблицу 5.
Осветительная нагрузка на картограмме представлена в виде секторов кругов, площадь которых соотносится с площадью всего круга как мощность освещения ко всей мощности цеха до 1000 В. Углы секторов определяются по выражению
<img width=«83» height=«45» src=«ref-1_1498128392-259.coolpic» v:shapes="_x0000_i1063">, (4.2)
Расчёт этих углов представлен в таблице 5.
Окружности без закрашенных секторов обозначают нагрузку напряжением выше 1000 В.
Координаты центра электрических нагрузок фабрики в целом определяются по выражению:
<img width=«104» height=«88» src=«ref-1_1498128651-547.coolpic» v:shapes="_x0000_i1064">, <img width=«93» height=«88» src=«ref-1_1498129198-530.coolpic» v:shapes="_x0000_i1065"> (4.3),
где Рмi– активная нагрузка i-того цеха;
Xi, Yi– координаты ЦЭН i-того цеха;
n— число цехов предприятия.
Для определения ЦЭН цехов, конфигурация которых на плане отлична от прямоугольной, используется следующий алгоритм:
1. цех i разбивается на j таких частей, что каждая из них является прямоугольником;
2. по генплану определяются ЦЭН этих частей Xi,j, Yi,jи их площади Fi,j;
3. находится активная мощность, приходящаяся на единицу площади этого цеха <img width=«67» height=«45» src=«ref-1_1498129728-234.coolpic» v:shapes="_x0000_i1066">;
4. определяется активная мощность, размещенная в каждой из прямоугольных частей рассматриваемого цеха Рм i,j;
5. с использованием выражения (4.3) находятся координаты ЦЭН цеха в целом.
Согласно генерального плана предприятия по вышеизложенной методике, определяются ЦЭН цеха №5, цеха №6, цеха №11, цеха №12, цеха №16, цеха №20, цеха №21 и цеха №22.
Рассмотрим расчёт для цеха №5:
1. разбиваем цех на три прямоугольные части;
2. их координаты ЦЭН равны соответственно: X5.1=97; Y5.1=202; X5.2=95; Y5.2=186; F5.1=400 м2; F5.2=1200 м2
3. удельная активная мощность цеха №5 <img width=«196» height=«45» src=«ref-1_1498129962-492.coolpic» v:shapes="_x0000_i1067">кВт/м2;
4. <img width=«249» height=«25» src=«ref-1_1498130454-423.coolpic» v:shapes="_x0000_i1068"> кВт; <img width=«264» height=«25» src=«ref-1_1498130877-450.coolpic» v:shapes="_x0000_i1069">кВт;
5.<img width=«337» height=«91» src=«ref-1_1498131327-1092.coolpic» v:shapes="_x0000_i1070"> <img width=«335» height=«91» src=«ref-1_1498132419-1086.coolpic» v:shapes="_x0000_i1071">.
Координаты ЦЭН цехов определены непосредственно при помощи генплана и сведены в таблицу 5.
Таблица 5. Картограмма электрических нагрузок
Координаты центра электрических нагрузок фабрики в целом, определённые на основе данных таблицы 5 с помощью выражения (4.3):
<img width=«252» height=«88» src=«ref-1_1498133505-941.coolpic» v:shapes="_x0000_i1072">; <img width=«240» height=«88» src=«ref-1_1498134446-905.coolpic» v:shapes="_x0000_i1073">.
продолжение
--PAGE_BREAK--Центры электрических нагрузок приведены на рисунке 5
<img width=«270» height=«313» src=«ref-1_1498135351-17230.coolpic» v:shapes="_x0000_i1074">
Рисунок 5. Центры электрических нагрузок
5. ВЫБОР СИСТЕМЫ ПИТАНИЯ
В систему питания входят питающие линии электропередачи и ППЭ. Канализация электрической энергии от источника питания до ППЭ осуществляется двухцепными воздушными линиями напряжением 110 кВ. В качестве ППЭ используем унифицируемую комплектную подстанцию блочного исполнения типа КТПБ-110/6-104.
5.1 Выбор устройства высшего напряжения ППЭ
Вследствие малого расстояния от подстанции энергосистемы до фабрики (3 км) можно рассмотреть следующих два вида устройства высшего напряжения (УВН):
1. блок «линия–трансформатор»;
2. выключатель.
В первом варианте УВН состоит только из разъединителя наружной установки. Отключающий импульс от защит трансформатора (дифференциальной или газовой) подается на выключатель системы, называемый головным выключателем, по контрольному кабелю.
Во втором варианте УВН состоит из выключателя наружной установки. Отключающий импульс от защит трансформатора подается на выключатель, который и отключает поврежденный трансформатор.
Сравниваемые варианты представлены на рисунке 6. Выбираем УВН второго варианта (выключатель) так как этот вариант обладает большей надежностью и имеет меньшее время восстановления питания.
<img width=«419» height=«361» src=«ref-1_1498152581-16566.coolpic» v:shapes="_x0000_i1075">
Рисунок 6. Варианты УВН
5.2 Выбор трансформаторов ППЭ
Выбор трансформаторов ППЭ осуществляется согласно ГОСТ 14209–85. Поскольку на проектируемом предприятии есть потребители Iи IIкатегории, то на ПГВ 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 Pср.кв. =13752,85 кВт (согласно пункту 2.2), то намечаем к установке трансформаторы типа ТДН – 10000/110.
На эксплуатационную перегрузку трансформатора проверять не будем, т.к. Sср.кв.< 2*Sтр.
Проверим их на послеаварийную перегрузку:
Коэффициент максимума:
<img width=«12» height=«23» src=«ref-1_1498100925-73.coolpic» v:shapes="_x0000_i1076"><img width=«12» height=«23» src=«ref-1_1498100925-73.coolpic» v:shapes="_x0000_i1077"><img width=«264» height=«50» src=«ref-1_1498169293-1081.coolpic» v:shapes="_x0000_i1078">.
Средневзвешенный cosφ:
<img width=«12» height=«23» src=«ref-1_1498100925-73.coolpic» v:shapes="_x0000_i1079"><img width=«256» height=«41» src=«ref-1_1498170447-605.coolpic» v:shapes="_x0000_i1080">.
Коэффициент послеаварийной перегрузки:
<img width=«240» height=«56» src=«ref-1_1498171052-770.coolpic» v:shapes="_x0000_i1081"> (5.2.1),
где Pi– мощность, превышающая мощность PTP, кВт;
∆ti– время перегрузки, ч.
<img width=«268» height=«44» src=«ref-1_1498171822-549.coolpic» v:shapes="_x0000_i1082">.
<img width=«394» height=«228» src=«ref-1_1498172371-6305.coolpic» v:shapes="_x0000_i1083">
Рисунок 7. Выбор трансформаторов ППЭ.
Так как <img width=«24» height=«24» src=«ref-1_1498178676-112.coolpic» v:shapes="_x0000_i1084">=1,552 > 0,9·Kmax=0.9·1,721 = 1,549, то тогда коэффициент перегрузки К2=<img width=«24» height=«24» src=«ref-1_1498178676-112.coolpic» v:shapes="_x0000_i1085">=1,552.
Для системы охлаждения «Д» и времени перегрузки 24 часа и среднегодовой температуры региона +8,4ºС из [8] К2ДОП=1,6.
К2ДОП=1,6 > К2=1,552 следовательно, трансформаторы ТДН–10000/110 удовлетворяют условиям выбора.
5.3 Выбор ВЛЭП
Так как в исходных данных не оговорены особые условия системы питания, то согласно [6], питание фабрики осуществляется по двухцепной воздушной ЛЭП. 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 схлестывания 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]. Расчетный ток послеаварийного режима:
<img width=«91» height=«47» src=«ref-1_1498178900-271.coolpic» v:shapes="_x0000_i1086">, (5.3.1) <img width=«149» height=«44» src=«ref-1_1498179171-411.coolpic» v:shapes="_x0000_i1087">А.
Принимаем провод сечением F=16 мм2 с допустимым током IДОП=111 А.
Экономическое сечение провода:
<img width=«52» height=«48» src=«ref-1_1498179582-184.coolpic» v:shapes="_x0000_i1088"> , (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=3952,08 ч) согласно [2] равна 1,1.
<img width=«157» height=«48» src=«ref-1_1498179766-389.coolpic» v:shapes="_x0000_i1089">мм2.
Принимаем провод сечением 95 мм2 с допустимым током IДОП=330 А.
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:
<img width=«139» height=«44» src=«ref-1_1498180155-342.coolpic» v:shapes="_x0000_i1090">, (5.3.3),
где d – расчётный диаметр витого провода, см;
Dcp – среднегеометрическое расстояние между фазными проводами, см.
Если Uкр > Uн, то сечение провода выбрано верно, в противном случае необходимо принять большее сечение и сделать перерасчёт.
Для принятого ранее сечения 95 мм2 согласно [7] d=13,5мм=1,35см; Dcp=5м=500 см для ЛЭП 110 кВ, тогда по выражению (5.3.3) получим:
<img width=«208» height=«44» src=«ref-1_1498180497-469.coolpic» v:shapes="_x0000_i1091">кВ.
Uкp=147,2 кВ > Uн =110кВ, следовательно, окончательно принимаем провод марки АС сечением Fp=95мм2.
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 VH110=-5% от номинального, верхняя граница VB110=+12%. Тогда расчётный диапазон отклонении напряжения на зажимах 110 кВ УВН ППЭ в любом режиме нагрузки d110= VB110– VH110=12%–(–5%)=17%. Проверим потерю напряжения в ЛЭП
<img width=«197» height=«45» src=«ref-1_1498180966-465.coolpic» v:shapes="_x0000_i1092">, (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, %.
<img width=«336» height=«41» src=«ref-1_1498181431-686.coolpic» v:shapes="_x0000_i1093">.
Таким образом, выбранные провода ВЛЭП-110 сечением 95 мм2 с допустимым током Iдоп=330 А удовлетворяют и условиям нижней границы отклонений напряжения на ГБП в режиме 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) проектирования, 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 Upaц=6 кВ. В интервале 20-40% технико-экономическое сравнение вариантов системы с 6 или 10 кВ обязательно.
Процентное содержание нагрузки 6 кВ в общей нагрузке предприятия:
<img width=«127» height=«48» src=«ref-1_1498182117-357.coolpic» v:shapes="_x0000_i1094">, (6.1.1),
где SM –полная мощность предприятия согласно пункту 2.1, кВА;
<img width=«33» height=«25» src=«ref-1_1498182474-139.coolpic» v:shapes="_x0000_i1095">– полная нагрузка напряжением выше 1000 В, кВА.
С использованием данных пункта 2. 1 получим, что
<img width=«393» height=«40» src=«ref-1_1498182613-1077.coolpic» v:shapes="_x0000_i1096">кВА.
Тогда <img width=«305» height=«48» src=«ref-1_1498183690-720.coolpic» v:shapes="_x0000_i1097">.
Таким образом, окончательно без ТЭР принимаем Upaц=10 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:
<img width=«61» height=«45» src=«ref-1_1498184410-221.coolpic» v:shapes="_x0000_i1098">, (6.2.1),
<img width=«64» height=«45» src=«ref-1_1498184631-234.coolpic» v:shapes="_x0000_i1099">, (6.2.2),
<img width=«61» height=«45» src=«ref-1_1498184865-216.coolpic» v:shapes="_x0000_i1100">, (6.2.3),
<img width=«105» height=«32» src=«ref-1_1498185081-285.coolpic» v:shapes="_x0000_i1101">, (6.2.4).
Пример расчета для цеха №1:
коэффициент максимума: <img width=«136» height=«45» src=«ref-1_1498185366-366.coolpic» v:shapes="_x0000_i1102">;
средняя активная нагрузка за наиболее загруженную смену:
<img width=«161» height=«45» src=«ref-1_1498185732-411.coolpic» v:shapes="_x0000_i1103">кВ;
средняя реактивная нагрузка за наиболее загруженную смену:
<img width=«172» height=«45» src=«ref-1_1498186143-447.coolpic» v:shapes="_x0000_i1104">квар;
средняя полная нагрузка этого цеха:
<img width=«271» height=«32» src=«ref-1_1498186590-552.coolpic» v:shapes="_x0000_i1105">кВА.
Расчёт для остальных цехов сведён в таблицу 7.
Таблица 7. Средние нагрузки цехов за наиболее загруженную смену
ТП в цехе предусматриваются, если Scp > 200 кВА.
6.3 Размещение БСК в электрической сети предприятия
Согласно [5] для компенсации реактивной мощность используются только низковольтные БСК (напряжением до 1000 В) при выполнении следующего условия:
Qэ+Qсд>Qa, (6.3.1),
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= 4577,74+(-998,4)=3579,34 квар > Qa=(-998,4)квар.
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). Величина мощности БСК в i-том узле нагрузки определяется по выражению:
<img width=«95» height=«45» src=«ref-1_1498187142-291.coolpic» v:shapes="_x0000_i1106"> продолжение
--PAGE_BREAK--, (6.3.2),
где Qмi– реактивная нагрузка в i-том узле, квар;
QмS– сумма реактивных нагрузок всех узлов, квар.
Qку=5327,09 квар; QмS=9863,36 квар.
Затем полученные расчётным путём Qкiокругляются до ближайших стандартных значений БСК Qбiстанд, взятых из [3]. Результаты представлены в таблице 8. Типы используемых стандартных БСК приведены в таблице 9.
В заключении делаем следующую проверку:
<img width=«107» height=«45» src=«ref-1_1498187433-406.coolpic» v:shapes="_x0000_i1107">, (6.3.3),
<img width=«224» height=«45» src=«ref-1_1498187839-607.coolpic» v:shapes="_x0000_i1108">Условие (6.3.3) выполняется.
6.4 Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых ТП
Выбор проводится в следующее и последовательности:
1. Определяется тип КТП. Для цехов I и П категории применяются двухтрансформаторные КПТ. Если в цехе имеются ЭП только ПТ категории и общая мощность цеха не превышает 1000 кВА, то применяются однотрансформаторные КТП.
2. Определяются средние нагрузки цехов за наиболее нагруженную смену с учетом БСК:
<img width=«191» height=«37» src=«ref-1_1498188446-565.coolpic» v:shapes="_x0000_i1109"> (6.4.1).
3. Задаёмся максимальной мощностью трансформаторов. Если Scpi< 1500 кВА, то Smax тp=2500 кВА. Если Scpi>1500 кВА, то рассчитывается плотность нагрузки: <img width=«60» height=«48» src=«ref-1_1498189011-216.coolpic» v:shapes="_x0000_i1110">, кВА/м2. Если 0,3>ri>0,2 кВА/м2, то Smaxтр=1600 кВА, если же ri>0,3 кВА/м2 то Smaxтр=2500 кВА.
4. Определяется предварительная мощность трансформаторов ST при условии, что в цехе установлена одна КТП: <img width=«76» height=«48» src=«ref-1_1498189227-259.coolpic» v:shapes="_x0000_i1111">, где b=0,7 при N=2 и b=0,95 при N=1.
5. Определяется число КТП Nктпи стандартные мощности их транформато -ров Sт.ст. Если Sтi<Smaxтрi, то Nктп=1, Sт ст≥Sтi, иначе<img width=«91» height=«47» src=«ref-1_1498189486-282.coolpic» v:shapes="_x0000_i1112">, <img width=«125» height=«48» src=«ref-1_1498189768-348.coolpic» v:shapes="_x0000_i1113">
6. Определяются коэффициенты загрузки трансформаторов в нормальном режиме <img width=«28» height=«27» src=«ref-1_1498190116-124.coolpic» v:shapes="_x0000_i1114"> и в послеаварийном режиме <img width=«32» height=«27» src=«ref-1_1498190240-131.coolpic» v:shapes="_x0000_i1115">. При этом <img width=«32» height=«27» src=«ref-1_1498190240-131.coolpic» v:shapes="_x0000_i1116"> не должен превышать 1,5.
Рассмотрим расчёт для цеха №3:
1. цех первой категории, следовательно, устанавливается двухтрансформаторная КТП;
2. <img width=«264» height=«37» src=«ref-1_1498190502-688.coolpic» v:shapes="_x0000_i1117">кВА;
3. <img width=«177» height=«48» src=«ref-1_1498191190-461.coolpic» v:shapes="_x0000_i1118"> кВА/м2, следовательно, Smaxтр3=1600 кВА;
4. <img width=«216» height=«48» src=«ref-1_1498191651-547.coolpic» v:shapes="_x0000_i1119"> кВА;
5. так как Sт3=1328,38 кВА < Smaxтр3=1600 кВА, то Nктп=1, Sт ст≥Sт3, Sт ст=1600 кВА;
6.<img width=«209» height=«48» src=«ref-1_1498192198-536.coolpic» v:shapes="_x0000_i1120">;<img width=«188» height=«48» src=«ref-1_1498192734-488.coolpic» v:shapes="_x0000_i1121">.
Расчёт для остальных цехов представлен в таблице 8
Таблица 8. Выбор числа мощности БСК и КТП.
Таблица 9. Стандартные БСК
Генеральный план со схемой разводки кабелей представлен на рисунке 8.
<img width=«409» height=«458» src=«ref-1_1498193222-23031.coolpic» v:shapes="_x0000_i1122"> продолжение
--PAGE_BREAK--
Рисунок 8 Схема разводки кабелей
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 КТП
Тип трансформатора
Uк,
%
ΔРх,
кВт
ΔРк,
кВт
Iх,
%
ΔQх,
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-1600
6
2,7
16,5
1
15,77
Расчёт проводится в следующей последовательности: определяются реактивные потери холостого хода:
<img width=«177» height=«53» src=«ref-1_1498216253-534.coolpic» v:shapes="_x0000_i1123"> (6.5.1)
где <img width=«17» height=«24» src=«ref-1_1498216787-95.coolpic» v:shapes="_x0000_i1124"> – ток холостого хода, %;
<img width=«29» height=«24» src=«ref-1_1498216882-120.coolpic» v:shapes="_x0000_i1125">– номинальная мощность трансформатора, кВА;
<img width=«29» height=«25» src=«ref-1_1498217002-120.coolpic» v:shapes="_x0000_i1126"> – активные потери холостого хода, кВт;
рассчитываются активные потери мощности трансформаторах:
<img width=«216» height=«53» src=«ref-1_1498217122-556.coolpic» v:shapes="_x0000_i1127"> (6.5.2),
где n– число параллельно работающих трансформаторов. шт.;
<img width=«29» height=«23» src=«ref-1_1498217678-121.coolpic» v:shapes="_x0000_i1128"> – активные потери короткого замыкания, кВт;
<img width=«183» height=«35» src=«ref-1_1498217799-508.coolpic» v:shapes="_x0000_i1129"> – мощность, проходящая через трансформатор, кВА;
находятся реактивные потери мощности в трансформаторах:
<img width=«200» height=«48» src=«ref-1_1498218307-511.coolpic» v:shapes="_x0000_i1130"> (6.5.3),
где <img width=«29» height=«24» src=«ref-1_1498218818-121.coolpic» v:shapes="_x0000_i1131"> — напряжение короткого замыкания, %.
Расчет для КТП цеха №3
<img width=«320» height=«25» src=«ref-1_1498218939-520.coolpic» v:shapes="_x0000_i1132"> квар;
<img width=«407» height=«35» src=«ref-1_1498219459-869.coolpic» v:shapes="_x0000_i1133">кВА;
<img width=«463» height=«53» src=«ref-1_1498220328-1060.coolpic» v:shapes="_x0000_i1134">кВт;
<img width=«363» height=«53» src=«ref-1_1498221388-952.coolpic» v:shapes="_x0000_i1135">квар;
<img width=«451» height=«48» src=«ref-1_1498222340-977.coolpic» v:shapes="_x0000_i1136">квар.
Результаты расчета для остальных КТП представлены в таблицу 11.
Таблица 11. Потери в трансформаторах цеховых КТП
№ цеха
nxSтр
Рм, кВт
Qм.реальн, квар
Sм, кВА
ΔPтр, кВт
ΔQтр, квар
Pmax, кВт
Qmax, квар
Smax, кВА
1
––
52,08
82,79
97,81
––
––
––
––
––
2
2x400
310,24
192,35
365,03
4,19
24,19
314,43
216,54
381,78
3
2x1600
2030,24
722,68
2155,03
29,93
118,62
2060,17
841,13
2225,27
4
2x250
250,08
257,03
358,61
5,29
22,97
255,37
280
378,96
5
2x1600
2103,04
553,72
2174,71
16,61
120,21
2123,68
673,93
2228,05
6
2x630
859,22
232,72
890,18
10,23
57,11
859,45
289,83
907
7
2x1600
2192,32
744,24
2315,2
22,67
132,04
2214,99
876,28
2382,02
8
2x630
614
294,7
681,06
7,06
42,77
621,06
337,47
706,82
9
2x250
227,36
170,52
284,2
3,58
18,67
230,94
189,19
298,54
10
––
42,08
29,34
51,29
––
––
––
––
––
11
––
111,48
69,12
131,17
––
––
––
––
––
12
––
65,3
48,97
81,62
––
––
––
––
––
13
2x250
247,56
153,49
291,28
3,99
19,03
251,55
405,04
476,79
14
––
246,3
184,72
307,87
––
––
––
––
––
15
2x400
270,16
257,56
373,26
4,29
41,24
274,45
298,8
405,71
16
––
42,7
32,02
53,37
––
––
––
––
––
17
––
85,92
64,44
107,4
––
––
––
––
––
18
––
53,28
46,86
70,97
––
––
––
––
––
19
––
160,08
120,06
200,1
––
––
––
––
––-
20
2x630
644,32
198,48
674,2
6,97
42,36
651,29
240,84
694,39
21
2x1600
1829,3
534,17
1905,69
17,11
99,63
1846,41
633,38
1952,02
22
2x1600
2074,34
755,75
2207,72
21,11
122,93
2095,45
878,68
2272,22
23
––
31,8
27,98
42,36
––
––
––
––
––
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 после аварийного режима;
2)по потерям напряжения;
3)на термическую стойкость к токам короткого замыкания.
Выберем кабель от ПГВ до ТП 3.
Максимальная активная мощность:
<img width=«351» height=«24» src=«ref-1_1498223317-539.coolpic» v:shapes="_x0000_i1137"> кВт
Максимальная реактивная мощность:
<img width=«341» height=«24» src=«ref-1_1498223856-534.coolpic» v:shapes="_x0000_i1138"> квар.
Полная мощность:
<img width=«368» height=«32» src=«ref-1_1498224390-692.coolpic» v:shapes="_x0000_i1139"> кВА.
Расчетный ток кабеля в нормальном режиме определяется по выражению:
<img width=«239» height=«47» src=«ref-1_1498225082-594.coolpic» v:shapes="_x0000_i1140">А.
Расчётный ток послеаварийного режима: <img width=«217» height=«27» src=«ref-1_1498225676-388.coolpic» v:shapes="_x0000_i1141">А.
Экономическое сечение:
<img width=«168» height=«49» src=«ref-1_1498226064-425.coolpic» v:shapes="_x0000_i1142">мм2,
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 (Тmax=3972,08 ч) согласно [2] равна 1,4 А/мм2.
Предварительно принимаем кабель марки ААШв сечением 95 мм с допустимым током Iдоп=205 А.
Допустимый ток при прокладке кабеля в земле определяется по выражению:
<img width=«163» height=«25» src=«ref-1_1498226489-286.coolpic» v:shapes="_x0000_i1143"> (6.6.1)
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] к1=l, О;
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] к3=1,3.
<img width=«340» height=«25» src=«ref-1_1498226775-516.coolpic» v:shapes="_x0000_i1144"> А.
<img width=«109» height=«25» src=«ref-1_1498227291-231.coolpic» v:shapes="_x0000_i1145">А > <img width=«91» height=«27» src=«ref-1_1498227522-217.coolpic» v:shapes="_x0000_i1146">А.
Проверку на термическую стойкость и по потерям напряжения проводить не будем, так как неизвестны ток короткого замыкания и допустимые потери напряжения.
Выбор остальных кабелей сведён в таблицу 12.
Таблица 12. Выбор КЛЭП U=10 кВ
Наименование КЛЭП
Smax,
кВА
Iрнр,
А
Iрпар,
А
Fэк,
мм2
К1
К2
К3
Iднр,
А
Iдпар,
А
Количество, марка
и сечение кабелей
ПГВ-РП1
5944,73
171,61
343,22
122,58
1
0,85
1,3
355
392,27
2хААШв-10-Зх240
РП1-ТП1
454,95
13,13
26,26
9,38
1
0,85
1,3
75
82,87
2хААШв-10-Зх16
РП1-ТП2
2225,27
64,24
128,48
45,88
1
0,85
1,3
140
154,7
2хААШв-10-Зх50
РП1-ТП3
378,76
10,24
20,48
7,31
1
0,85
1,3
75
82,87
2хААШв-10-3х16
РП1-ТП4
2605,61
75,22
150,44
53,73
1
0,85
1,3
165
149,32
2хААШв-10-3х70
ПГВ-РП2
3571,26
103,09
206,18
74,21
1
0,85
1,3
205
226,52
2хААШв-10-3х95
РП2-ТП5
988,62
28,54
57,08
20,38
1
0,85
1,3
90
99,45
2хААШв-10-3х25
РП2-ТП6
2582,12
74,54
149,08
53,24
1
0,85
1,3
165
182,32
2хААШв-10-3х70
ПГВ-ТП7
706,82
20,4
40,8
14,57
1
0,85
1,3
75
82,87
2хААШв-10-3х16
ПГВ-ТП8
335,47
9,68
19,36
6,91
1
0,85
1,3
75
82,87
2хААШв-10-3х16
ПГВ-ТП9
476,79
13,76
27,52
9,83
1
0,85
1,3
75
82,87
2хААШв-10-3х16
ПГВ-ТП10
691,8
19,97
39,94
14,26
1
0,85
1,3
75
82,87
2хААШв-10-3х16
ПГВ-ТП12
2194,15
63,34
126,68
45,24
1
0,85
1,3
140
154,7
2хААШв-10-3х50
ПГВ-РП3
3198,21
92,32
184,64
65,94
1
0,85
1,3
205
226,52
2хААШв-10-3х95
РП3-ТП11
747,76
21,58
43,16
15,41
1
0,85
1,3
75
82,87
2хААШв-10-3х16
РП3-ТП13
2130,26
58,57
117,13
41,83
1
0,85
1,3
140
154,7
2хААШв-10-3х50
ПГВ-ТП14
1064,86
97,59
—
69,71
1
0,85
1,3
165
—
ААШв-10-3х70
ПГВ-ТП15
1242,54
113,85
—
81,32
1
0,85
1,3
205
—
ААШв-10-3х95
ТП1-СП1
97,81
141,18
—
—
1
1
—
165
—
ААШв-04-(3х50+1х16)
ТП4-СП3
358,61
517,61
—
—
1
1
—
270
—
2хААШв-04-(3х120+1х50)
ТП5-СП4
81,62
117,81
—
—
1
1
—
135
—
ААШв-04-(3х35+1х10)
ТП6-СП5
200,1
288,82
—
—
1
1
—
305
—
ААШв-04-(3х150+1х70)
ТП8-СП2
350,43
505,8
—
—
1
1
—
207
—
2хААШв-04-(3х120+1х50)
ТП10-СП6
307,87
444,37
—
—
1
1
240
—
2хААШв-04-(3х95+1х35)
ТП11-СП7
53,37
77,03
—
—
1
1
90
—
ААШв-04-(3х16+1х6)
ТП12-СП8
42,36
61,14
—
—
1
1
65
—
ААШв-04-(3х10+1х6)
ТП13-СП9
217,37
313,75
—
—
1
1
345
—
ААШв-04-(3х185+1х95)
СП9-СП10
70,97
102,44
—
—
1
1
115
—
ААШв-04-(3х25+1х6)
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 6 кВ рассмотрим на примере ЭД 6кВ цеха №13:
Из [8] выберем стандартный ЭД: СДН-2-16-56-10У3 со следующими параметрами Рн=1000 кВт, Sн=1170 кВА, Uн=6кВ, ŋн =95,3%.
Для остальных цехов выбраныестандартные ЭД представлены в таблице 13.
Расчетный ток нормального режима:
<img width=«224» height=«49» src=«ref-1_1498227739-546.coolpic» v:shapes="_x0000_i1147"> продолжение
--PAGE_BREAK-- А.
Экономическое сечение:
<img width=«201» height=«47» src=«ref-1_1498228285-468.coolpic» v:shapes="_x0000_i1148"> А.
Выберем кабель марки ААШв сечением 95 мм2 с Iдоп=225 А.
Таблица 13. Каталожные данные ЭД 6 кВ
№цеха
Тип двигателя
Sн, кВА
Рн, кВт
Соsφ
ŋн
13
СДН-2-16-56-10У3
1000
1170
––
95.3
20
СТД-1250-23-УХЛ4
1450
1250
––
96,5
7. РАСЧЁТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
Токи КЗ рассчитываются на линейных вводах высшего напряжения трансформатора ГШЭ (К-1), на секциях шин 10 кВ ППЭ (К-2), на шинах 0,4 кВ ТП-11 (K-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 и К-2 проводим в относительных единицах. Для точки К-3 расчёт будем проводить в именованных единицах без учёта системы, так как система большой мощности и её можно считать источником питания с неизменной э.д.с. и нулевым внутренним сопоставлением. Для точки К-2 будем учитывать подпитку от электродвигателей.
<img width=«377» height=«424» src=«ref-1_1498228753-18147.coolpic» v:shapes="_x0000_i1149">
Рис. 11
7.1 Расчёт тока. КЗ в точке К-1
За базисную мощность примем мощность системы: Sб=Sс=1000 MBA. Базисное напряжение: Uб1=l 15 кВ.
Базисный ток: <img width=«201» height=«47» src=«ref-1_1498246900-496.coolpic» v:shapes="_x0000_i1150">кА
Параметры схемы замещения:
Хс=0,6 о.е. согласно исходных данных:
<img width=«261» height=«45» src=«ref-1_1498247396-578.coolpic» v:shapes="_x0000_i1151">о.е.,
где Х0=0,42 — удельное сопротивление ВЛЭП, Ом/км;
l– длина ВЛЭП, км.
Сопротивление петли КЗ в точке К-1:
<img width=«247» height=«24» src=«ref-1_1498247974-399.coolpic» v:shapes="_x0000_i1152">о.е.
Периодическая составляющая тока трёхфазного КЗ в точке К-1:
<img width=«193» height=«45» src=«ref-1_1498248373-495.coolpic» v:shapes="_x0000_i1153">кА.
Периодическая составляющая тока двухфазного КЗ в точке К-1:
<img width=«215» height=«45» src=«ref-1_1498248868-489.coolpic» v:shapes="_x0000_i1154">кА.
Постоянная времени цепи КЗ Та=0,05 с, ударный коэффициент куд=1,8 [3], Ударный ток в точке К-1 :
<img width=«279» height=«28» src=«ref-1_1498249357-492.coolpic» v:shapes="_x0000_i1155">кА.
7. 2. Расчёт тока КЗ в точке К-2
Базисное напряжение. Uб2=10,5 кВ.
Базисный ток: <img width=«217» height=«47» src=«ref-1_1498249849-523.coolpic» v:shapes="_x0000_i1156">кА;
Сопротивление трансформатора ТДН-10000/110:
<img width=«263» height=«45» src=«ref-1_1498250372-622.coolpic» v:shapes="_x0000_i1157">о.е.
Сопротивление петли КЗ в точке К-2:
<img width=«265» height=«23» src=«ref-1_1498250994-413.coolpic» v:shapes="_x0000_i1158">о.е.
Периодическая составляющая тока трёхфазного КЗ от системы в точке К-2:
<img width=«209» height=«45» src=«ref-1_1498251407-532.coolpic» v:shapes="_x0000_i1159">кА.
Двухфазный ток КЗ в точке К-2:
<img width=«216» height=«45» src=«ref-1_1498251939-492.coolpic» v:shapes="_x0000_i1160">кА.
Постоянная времени цепи КЗ Та=0,12 с, ударный коэффициент куд=1,92 [3].
Ударный ток в точке К-2:
<img width=«292» height=«28» src=«ref-1_1498252431-513.coolpic» v:shapes="_x0000_i1161">кА.
7.3 Расчёт тока КЗ в точке К-3
Расчёт ТКЗ в точке К-3 проведём в именованных единицах.
Определим параметры схемы замещения. Сопротивления трансформатора ТМЗ-630: RТ=3,4 мОм; ХТ =13, 5 мОм[3].
Расчётный ток
<img width=«255» height=«49» src=«ref-1_1498252944-670.coolpic» v:shapes="_x0000_i1162">А (7.3.1),
где <img width=«33» height=«25» src=«ref-1_1498253614-129.coolpic» v:shapes="_x0000_i1163"> – загрузка трансформатора в послеаварийном режиме.
Выбираем трансформаторы тока типа ТШЛП-10 УЗ с nт=1000/5 Сопротивления трансформаторов тока: RТА=0,05 мОм; ХТА=0,07 мОм [3].
По условиям выбора UH ≥ Uсети=0,38 кВ; <img width=«255» height=«47» src=«ref-1_1498253743-604.coolpic» v:shapes="_x0000_i1164">А выбираем автомат типа АВМ10Н, UH=0,38 кВ; Iн=1000 А; Iн откл=20 кА [8]. Сопротивление автомата RА=0,25 мОм; ХА=0,1 мОм [3]. Переходное сопротивление автомата Rк=0,08 мОм [3].
Сопротивления алюминиевых шин 80x6 с IДОП=1150 А, 1=3 м, аср=60 мм: <img width=«188» height=«24» src=«ref-1_1498254347-326.coolpic» v:shapes="_x0000_i1165">мОм; <img width=«196» height=«24» src=«ref-1_1498254673-324.coolpic» v:shapes="_x0000_i1166">мОм.
<img width=«463» height=«24» src=«ref-1_1498254997-679.coolpic» v:shapes="_x0000_i1167">мОм;
<img width=«404» height=«23» src=«ref-1_1498255676-589.coolpic» v:shapes="_x0000_i1168">мОм.
Сопротивление цепи КЗ без учёта сопротивления дуги:
<img width=«329» height=«32» src=«ref-1_1498256265-634.coolpic» hspace=«12» v:shapes="_x0000_s1026">
Согласно [3] сопротивление дуги RДместе КЗ принимается активным и рекомендуется определять отношением падения напряжения на дуге UДтоком КЗ Iк0в месте повреждения, рассчитанным без учёта дуги.
<img width=«64» height=«47» src=«ref-1_1498256899-228.coolpic» v:shapes="_x0000_i1169">, (7.3.2),
где UД=Ед·1д,
где Ед – напряжённость в стволе дуги, В/мм;
1Д — длина дуги, мм;
Iк0— ток КЗ в месте повреждения, рассчитанный без учёта дуги, кА.
При Iк0>1000 А Ед=1,6 В/мм.
Длина дуги определяется в зависимости от расстояния, а между фазами проводников в месте КЗ:
Iк0=<img width=«271» height=«104» src=«ref-1_1498257127-1095.coolpic» v:shapes="_x0000_i1170">
Из [3] для КТП с трансформаторами мощностью 630 кВА а=60 мм.
<img width=«213» height=«45» src=«ref-1_1498258222-512.coolpic» v:shapes="_x0000_i1171"> кА >1000 A, следовательно ЕД=1,6 В/мм.
Тогда сопротивление дуги <img width=«193» height=«47» src=«ref-1_1498258734-491.coolpic» v:shapes="_x0000_i1172"> мОм.
<img width=«243» height=«27» src=«ref-1_1498259225-412.coolpic» v:shapes="_x0000_i1173">мОм.
Полное сопротивление цепи КЗ:
<img width=«291» height=«31» src=«ref-1_1498259637-555.coolpic» v:shapes="_x0000_i1174">мОм.
Тогда периодическая составляющая тока трёхфазного КЗ в точке К-3:
<img width=«215» height=«45» src=«ref-1_1498260192-522.coolpic» v:shapes="_x0000_i1175">кА.
<img width=«239» height=«45» src=«ref-1_1498260714-568.coolpic» v:shapes="_x0000_i1176">с.
<img width=«219» height=«40» src=«ref-1_1498261282-516.coolpic» v:shapes="_x0000_i1177">; <img width=«307» height=«28» src=«ref-1_1498261798-538.coolpic» v:shapes="_x0000_i1178">кА.
Результаты расчёта токов КЗ сведены в таблицу 13.
Таблица 13 -Результаты расчёта токов КЗ
8. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ
8.1 Выбор аппаратов напряжением 110 кВ
Выберем выключатель ПО кВ.
Условия его выбора:
1. по номинальному напряжению;
2. по номинальному длительному току.
Условия проверки выбранного выключателя:
1. проверка на электродинамическую стойкость:
1.1. по предельному периодическому току;
1.2. по ударному току КЗ;
2. проверка на включающую способность:
2.1. по предельному периодическому току;
2.2. по ударному току КЗ;
3. проверка на отключающую способность:
3.1. номинальному периодическому току отключения;
3.2. номинальному апериодическому току отключения;
4. проверка на термическую стойкость.
Расчётные данные сети::
-расчётный ток послеаварийного режима IР=164,86 А был найден в пункте 5.3. по формуле (5-3.1);
-расчётное время:
<img width=«77» height=«25» src=«ref-1_1498262590-171.coolpic» v:shapes="_x0000_i1181"> (8.1.1),
где tрз — время срабатывания релейной защиты (обычно берётся минимальное значение); в данном случае для первой ступени селективности 1рз=0,01, с;
tсв — собственное время отключения выключателя (в данный момент пока неизвестно);
-действующее значение периодической составляющей начального тока короткого замыкания Iпо=8,43 кА было рассчитано в пункте 7.1.;
-периодическая составляющая тока короткого замыкания в момент расхождения контактов выключателя Iпtвследствие неизменности во времени тока КЗ принимается равной периодической составляющей начального тока КЗ: Iпо= Iпt=7,22кА;
-апериодическая составляющая полного тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя определяется по выражению:
<img width=«112» height=«39» src=«ref-1_1498262761-315.coolpic» v:shapes="_x0000_i1182"> (8.1.2)
и будет определено позже;
-расчётное выражение для проверки выбранного выключателя по апериодической составляющей полного тока КЗ:
<img width=«79» height=«27» src=«ref-1_1498263076-194.coolpic» v:shapes="_x0000_i1183">, (8.1.3)
-расчётный импульс квадратичного тока КЗ:
<img width=«115» height=«27» src=«ref-1_1498263270-241.coolpic» v:shapes="_x0000_i1184"> (8.1.4)
будет также определён позже.
Согласно условиям выбора из [8] выбираем выключатель ВМТ-110Б-20/1000УХЛ1 со следующими каталожными данными: UHOM=110 кВ; IHOM=1000 A; Iн откл=20 кА; b=25%; iпрскв=52 кА; Iпр скв=20 кА; iнвкл=52 кА; Iн вкл=20 кА; IТ=20 кА; tt=3 с; tсв=0,05 с.
Определим оставшиеся характеристики сети:
Расчётное время по формуле (8.1.1): <img width=«85» height=«25» src=«ref-1_1498263511-172.coolpic» v:shapes="_x0000_i1185">с;
Апериодическая составляющая полного тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя по формуле (8.1.2): <img width=«177» height=«37» src=«ref-1_1498263683-377.coolpic» v:shapes="_x0000_i1186">кА;
Расчётное выражение согласно формуле (8.1.3): <img width=«156» height=«25» src=«ref-1_1498264060-296.coolpic» v:shapes="_x0000_i1187">кА;
Расчётный импульс квадратичного тока. КЗ по формуле (8.1.4): <img width=«303» height=«27» src=«ref-1_1498264356-514.coolpic» v:shapes="_x0000_i1188"><img width=«12» height=«19» src=«ref-1_1498264870-73.coolpic» v:shapes="_x0000_i1189">кА2·с.
Расчётные данные выбранного выключателя:
-проверка выбранного выключателя по апериодической составляющей полного тока КЗ:
<img width=«129» height=«41» src=«ref-1_1498264943-340.coolpic» v:shapes="_x0000_i1190"> (8.1.5)<img width=«164» height=«41» src=«ref-1_1498265283-395.coolpic» v:shapes="_x0000_i1191">кА.
Х проверка по термической стойкости:
<img width=«69» height=«24» src=«ref-1_1498265678-174.coolpic» v:shapes="_x0000_i1192"> (8.1.6) <img width=«121» height=«24» src=«ref-1_1498265852-244.coolpic» v:shapes="_x0000_i1193">кА2·с.
Выбор и проверка выключателя представлены в таблице 14.
Выберем разъединитель 110 кВ.
Условия его выбора:
1. по номинальному напряжению;
2. по номинальному длительному току.
Условия проверки выбранного разъединителя:
1. проверка на электродинамическую стойкость;
2. проверка на термическую стойкость.
Для комплектной трансформаторной подстанции блочного типа КТПБ-110/6-104 тип разъединителя согласно [8] — РНДЗ.2-110/1000 или РНДЗ-16-110/1000.
Согласно условиям выбора с учётом вышесказанного из [8] выбираем разъединитель РНДЗ.2-110/1000 У1 со следующими каталожными данными: Uном=110 кВ; Iном=1000 А; Iпрскв=80кА; Iт=31,5кА; tт=4с.
Расчётные данные выбранного разъединителя: термическая стойкость: BK=IT2·tT=31,52·4=3969 кА2·с.
Выбор и проверка разъединителя представлены в таблице 14.
Таблица 14. Выбор аппаратов напряжением 110 кВ
Условие выбора (проверки)
Данные сети
Выключатель
Разъединитель
<img width=«80» height=«24» src=«ref-1_1498266096-190.coolpic» v:shapes="_x0000_i1194">
110 кВ
110 кВ
110 кВ
<img width=«49» height=«22» src=«ref-1_1498266286-229.coolpic» v:shapes="_x0000_i1195">
90,35 А
1000 A
1000 A
<img width=«60» height=«22» src=«ref-1_1498266515-229.coolpic» v:shapes="_x0000_i1196">
7,22 кА
20 кA
—
<img width=«60» height=«22» src=«ref-1_1498266744-251.coolpic» v:shapes="_x0000_i1197">
18,38 кА
52 кА
—
<img width=«57» height=«20» src=«ref-1_1498266995-213.coolpic» v:shapes="_x0000_i1198">
7,22 кА
20 кА
—
<img width=«56» height=«22» src=«ref-1_1498267208-236.coolpic» v:shapes="_x0000_i1199">
18,38 кА
52 кА
80 кА
<img width=«60» height=«22» src=«ref-1_1498266744-251.coolpic» v:shapes="_x0000_i1200">
7,22 кА
20 кА
—
<img width=«220» height=«41» src=«ref-1_1498267695-477.coolpic» v:shapes="_x0000_i1201">
13,47 кА
35,35 кА
—
<img width=«69» height=«24» src=«ref-1_1498268172-182.coolpic» v:shapes="_x0000_i1202">
5,89 кA2-c
1200 кА2-с
3969кА2-с
8.2 Выбор аппаратов напряжением 10 кВ
Выберем ячейки распределительного устройства 10 кВ.
Так как РУНН принято внутреннего исполнения, будем устанавливать перспективные малогабаритные ячейки серии «К» с выкатными тележками
<img width=«259» height=«47» src=«ref-1_1498268354-619.coolpic» v:shapes="_x0000_i1203"> продолжение
--PAGE_BREAK-- А.
Выбираем малогабаритные ячейки серии К-104 с параметрами: Uном=10 кВ, Iном=630А, Iн откл=31,5 кА; iпр скв=81 кА; тип выключателя ВК-10.
Выберем вводные выключатели 10 кВ.
Расчётные данные сети:
расчётный ток послеаварийного режима IР= 437,56 А;
расчётное время<img width=«204» height=«25» src=«ref-1_1498268973-347.coolpic» v:shapes="_x0000_i1204"> с;
действующее значение периодической составляющей начального тока КЗ Iп0=8,45кА было рассчитано в пункте 7.2.;
периодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя Iаt=Iп0=8,45 кА;
апериодическая составляющая полного тока КЗ в момент расхождения контактов выключателя <img width=«273» height=«39» src=«ref-1_1498269320-572.coolpic» v:shapes="_x0000_i1205"> кА;
расчётное выражение для проверки выбранного выключателя по апериодической составляющей полного тока КЗ: <img width=«240» height=«27» src=«ref-1_1498269892-419.coolpic» v:shapes="_x0000_i1206"> кА; а
расчётный импульс квадратичного тока КЗ: <img width=«309» height=«27» src=«ref-1_1498270311-523.coolpic» v:shapes="_x0000_i1207"> кА2·с.
Выбираем выключатель ВК-10-630-20У2 со следующими каталожными данными:
Uном=10 кВ; Iном=630А; Iн откл=25 кА; b=20%; iпрскв=52 кА; Iпр скв=20 кА; iнвкл=52 кА; Iн вкл=20 кА; IТ=20 кА; tt=4 с; tсв=0,05 с.
Расчётные данные выбранного выключателя:
<img width=«304» height=«41» src=«ref-1_1498270834-642.coolpic» v:shapes="_x0000_i1208">кА;
проверка выбранного выключателя по апериодической составляющей полного тока КЗ:
проверка по термической^ стойкости: <img width=«175» height=«25» src=«ref-1_1498271476-311.coolpic» v:shapes="_x0000_i1209"> кА2·с.
Выбор и проверка выключателя представлены в таблице 16.
Выберем выключатель на отходящей линии 10кВ.
Расчётные данные сети:
расчётный ток послеаварийного режима <img width=«217» height=«47» src=«ref-1_1498271787-575.coolpic» v:shapes="_x0000_i1210"> А;
расчётное время <img width=«204» height=«25» src=«ref-1_1498272362-342.coolpic» v:shapes="_x0000_i1211">с;
остальные величины имеют те же значения, что и для выключателя ввода.
Выбираем выключатель Uном=10 кВ; Iном=630А; Iн откл=25 кА; b=20%; iпрскв=52 кА; Iпр скв=20 кА; iнвкл=52 кА; Iн вкл=20 кА; IТ=20 кА; tt=4 с; tсв=0,05 с.
Расчётные данные выбранного выключателя:
<img width=«304» height=«41» src=«ref-1_1498270834-642.coolpic» v:shapes="_x0000_i1212">кА;
Выбор и проверка выключателя представлены в таблице 15.
Таблица 15. Выбор выключателей 10 кВ.
Выберем трансформаторы тока.
Условия их выбора:
1. по номинальному напряжению;
2. по номинальному длительному току.
Условия проверки выбранных трансформаторов:
1. проверка на электродинамическую стойкость (если требуется);
2. проверка на термическую стойкость;
3. проверка по нагрузке вторичных цепей.
Расчётные данные сети:
расчётный ток Iр=437,56 А;
ударный ток КЗ Iуд=19,87 кА;
расчётный импульс квадратичного тока КЗ Вк=12,85кА2·с.
Согласно условиям выбора из [8] выбираем трансформаторы тока типа ТПЛК–10 со следующими каталожными данными: Uном=10 кВ; Iном=600А; z2н=1,2 Ом; IТ=28,3 кА; tT=3 с.
Расчётные данные выбранного трансформатора тока:
так как выбран шинный трансформатор тока, то проверка на электродинамическую стойкость не требуется; проверка по термической стойкости: <img width=«209» height=«25» src=«ref-1_1498275604-368.coolpic» v:shapes="_x0000_i1222">кА2·с.
<img width=«394» height=«150» src=«ref-1_1498275972-10214.coolpic» v:shapes="_x0000_i1223">
Рисунок 12. Схема соединения приборов
Трансформаторы тока (ТТ) включены в сеть по схеме неполной звезды на разность токов двух фаз. Чтобы трансформатор тока не вышел за пределы заданного класса точности, необходимо, чтобы мощность нагрузки вторичной цепи не превышала номинальной: z2н≥z2. Перечень приборов во вторичной цепи ТТ приведён в таблице 16, схема их соединения — на рисунке 12.
Таблица 16. Приборы вторичной цепи ТТ
Наиболее нагруженной является фаза А.
Общее сопротивление приборов:
<img width=«84» height=«48» src=«ref-1_1498286186-274.coolpic» v:shapes="_x0000_i1224"> (8.2.1)
где <img width=«33» height=«25» src=«ref-1_1498286460-128.coolpic» v:shapes="_x0000_i1225"> – мощность приборов, В А;
<img width=«32» height=«24» src=«ref-1_1498286588-121.coolpic» v:shapes="_x0000_i1226"> – вторичный ток трансформатора тока, А
<img width=«156» height=«48» src=«ref-1_1498286709-401.coolpic» v:shapes="_x0000_i1227"> Ом.
Допустимое сопротивление проводов:
<img width=«304» height=«25» src=«ref-1_1498287110-441.coolpic» v:shapes="_x0000_i1228">Ом;
Минимальное сечение проводов:
<img width=«100» height=«49» src=«ref-1_1498287551-284.coolpic» v:shapes="_x0000_i1229"> (8.2.2)
где<img width=«16» height=«17» src=«ref-1_1498287835-92.coolpic» v:shapes="_x0000_i1230">=0,286 – удельное сопротивление проводов согласно [3], Ом/м.
lрасч=50 – расчетная длина проводов согласно [3], м.
<img width=«221» height=«49» src=«ref-1_1498287927-536.coolpic» v:shapes="_x0000_i1231"> мм2.
Принимаем контрольный кабель АКРВГ с жилами сечением 2,5 мм2, тогда
<img width=«227» height=«47» src=«ref-1_1498288463-504.coolpic» v:shapes="_x0000_i1232">Ом. Полное расчётное сопротивление:
<img width=«320» height=«25» src=«ref-1_1498288967-498.coolpic» v:shapes="_x0000_i1233">Ом. Выбор и проверка ТТ представлены в таблице 17
Таблица 17. Выбор трансформаторов тока
Выберем трансформаторы напряжения.
Условия их выбора: 1. по номинальному напряжению.
Условия проверки выбранных трансформаторов: 1. проверка по нагрузке вторичных цепей.
Согласно условиям выбора из [8] выбираем трансформаторы напряжения типа НТМИ-10-66УЗ со следующими каталожными данными: Uном=10 кВ; Iном=600А; S2н=200 ВА. Схема соединения приборов приведена на рисунке 13, перечень приборов – в таблице 18.
<img width=«394» height=«182» src=«ref-1_1498290363-10683.coolpic» v:shapes="_x0000_i1238">
Рисунок 13. Схема соединения приборов
Таблица 19. Прибрры вторичной цепи ТН
Наименование
Количество
Мощность катушки
Число катушек
Полная мощность
Вольтметр Э335
4
2
1
8
Ваттметр Д335
1
1,5
2
3
Варметр Д335
1
1,5
2
3
Частотомер Э337
1
3
1
3
Счетчик активной мощности СА4У-И672М
6
8
2
96
Счетчик реактивной мощности СР4У-И673М
2
8
2
32
Номинальная мощность трансформатора напряжения НТМИ-10 S2н=200 ВА. Расчётная мощность вторичной цепи S2=145 ВА. ТН будет работать в выбранном классе точности 1.
Выберем шины на ПГВ.
Условия их выбора:
1. по номинальному длительному току;
2. по экономическому сечению. Условия проверки выбранных шин:
1. проверка на термическую стойкость;
2. проверка на электродинамическую стойкость.
Расчётный ток IР=437,56А был определён ранее.
Так как это сборные шины, то согласно [2] по экономической плотности тока они не проверяются. Выбираем алюминиевые шины прямоугольного сечения 40x4 с допустимым током Iдоп=480 А.
Проверка на термическую стойкость:
Вк=12,85 кА2·с; минимальное сечение шин:
<img width=«77» height=«47» src=«ref-1_1498301046-242.coolpic» v:shapes="_x0000_i1239">, (8.2.3)
где с=95 – термический коэффициент для алюминиевых шин 6 кВ согласно [3], А·с2мм2.
<img width=«177» height=«47» src=«ref-1_1498301288-433.coolpic» v:shapes="_x0000_i1240">мм2;
так как Fmin=37,73 мм2 < F=800 мм2, то шины термически стойкие.
Проверим шины на механическую стойкость.
Для этого определим длину максимального пролёта между изоляторами при условии, что частота собственных колебаний будет больше 200 Гц, так как при меньшей частоте может возникнуть механический резонанс:
<img width=«105» height=«53» src=«ref-1_1498301721-366.coolpic» v:shapes="_x0000_i1241"> , (8.2.4)
где W – момент сопротивления поперечного сечения шины относительно оси, перпендикулярной направлению силы F, м3;
<img width=«28» height=«25» src=«ref-1_1498302087-128.coolpic» v:shapes="_x0000_i1242"> продолжение
--PAGE_BREAK--
еще рефераты
Еще работы по физике