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 Р_ср._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 S_ср.кв<2·S_тр. Проверим их на послеаварийную перегрузку:

коэффициент максимума: К_max=

средневзвешенный cos φ: cosφ_ср.вз= -

коэффициент послеаварийной перегрузки: (5.2.1)

где P_.j — мощность, превышающая мощность Р_тр,кВт;

       Δtj — время перегрузки, ч.

=1,36

                                Рисунок 7. Выбор трансформаторов ППЭ

Так как К'₂=1,36>0,9·К_тах=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] К_2доп=1,4.

К_2доп=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 I_доп=84 А.

 Экономическое сечение провода:

                                                                                           (5.3.2)

где Iр — расчётный ток послеаварийного режима, А;

j_Э — экономическая плотность тока, А/мм².

Экономическая плотность тока j_Э для неизолированных алюминиевых проводов при числе часов использования максимума нагрузки в год от 3000 до 5000 (Т_max=4790 ч) согласно [2] равна 1,1.

Принимаем провод сечением 70 мм² с допустимым током I_ДОП=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;

D_ср — среднегеометрическое расстояние между фазными проводами, см. Если U_кр > U_H, 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:

U_кр= 127 кВ > U_H=110 кВ, следовательно, окончательно принимаем провод марки АС сечени­ем F_p=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 V_{н 110}=-5% от но­минального, верхняя граница V_{в 110} =+12%. Тогда расчётный диапазон отклонений напряжения на зажимах 110 кВ УВН ППЭ в любом режиме нагрузки d ₁₁₀=V_{B 110} - V_{H 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
1_ДОП=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 U_рац=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  S_M — 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 U_pau=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: К_м =

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 Q_Э— реактивная мощность, предаваемая из энергосистемы в сеть

                 потребителя, квар;

Qсд — реактивная мощность, выдаваемая в электрическую сеть                                                 синхронными двигате­лями, квар;

Q_a — мощность потребителей реактивной мощности на шинах 6 кВ, квар.

Q_Э+Q_СД=4259,8+1754,08=6049,88квар>Q_А=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 Q_MI–мощность реактивной нагрузки итого узла, квар;    

      Q_MΣ–сумма реактивных нагрузок всех узлов, квар.                                                   

Q_КУ=4893,7 квар; Q_MΣ=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 S_cpi<1500 кВА, то S_max,тр =2500 кВА. Если S_cpi>1500 кВА, то рассчитывается плотность нагрузки:  кВА/м². Если 0,3>ρi>0,2 кВА/м², то S_MAX.ТР=1600 кВА,если же pi>0,3 кВА/м², то S_max.TР=2500 кВА.

4. Определяется предварительная мощность трансформаторов S_T при условии, что в цехе установлена одна КТП: S_тi =  , 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 .S_{T CT}- Если S_Ti<S_{max трi}, то N_ктп=1, S_{т ст}≥S_Ti, иначе N_ктп= , а

6. Определяются коэффициенты загрузки трансформаторов в нормальном режиме К_З^НР и в послеаварийном режиме К_З. При этом К₃^тр 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 S_т1=1038,2 кВА< S_{max тр1}=1600 кВА, то N_ктп=1, S_т1≥S_{max т}, S_т.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 I_x — ток холостого хода, %;

s_ном— номинальная мощность трансформатора, кВА;

ΔР_Х — активные потери холостого хода, кВт;

рассчитываются активные потери мощности в трансформаторах:

                               (6.5.2)

где n — число параллельно работающих трансформаторов, шт.; ΔР_К — активные потери короткого замыкания, кВт;

S_M — мощность, проходящая через трансформатор, кВА;

находятся реактивные потери мощности в трансформаторах:

                         (6.5.3)                        

где uk% — напряжение короткого замыкания, %.

 Расчёт для КТП цеха №1: Q_{M реальн.} - Q_{бiстанд}=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 Q_{м реальн}=Q_м-Q_{бi 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: Р_m=P_ТП6+Р_СП7=151+52,1=203,1 кВт,

Максимальная реактивная мощность: Q_M=Q_ТП6 +Q_СП7 =107.4+38=145.4 квар,

Полная мощность:S_M= кВА.

Расчётный ток кабеля в нормальном режиме определяется по выражению:

Расчётный ток послеаварийного режима: 1_р^пар=2-1_р^нр=2·11,5=23 А.

 Экономическое сечение:

где экономическая плотность тока j_Э для.кабелей с бумажной изоляцией с алюминиевыми жи­лами при числе часов использования'максимума нагрузки в год от 3000 до 5000 (Т_mах =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:

                    I_{ДОП РЕАЛ}=К₁·К₂·К₃·I_ДОП

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.

.   I_{ДОП РЕАЛ}=К₁·К₂·К₃·I_ДОП=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, S_H=385 кВА, U_H=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 I_ДОП=105 А.

 Расчётный ток нормального режима для АД цеха№3 определяется по выражению:

 

Экономическое сечение:

Выбираем кабель марки ААШв сечением 50мм², с током I_доп=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: P_НОМ=800 кВт, S_НОМ=935кВА, η=96%, U_H=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 = S_c =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!

Поделиться с друзьями:

---

---

Мы поможем в написании ваших работ!