Проектирование системы электроснабжения домостроительной компании
 Скачать 2.06 Mb.
|
|
Компенсация реактивной мощности на шинах 0,4 кВ цеховых трансформаторных подстанций и уточнение их нагрузки Для снижения потерь в линиях и трансформаторах примем вариант компенсации реактивной мощности на напряжении 0,4 кВ непосредственно вблизи электроприёмников. КБ присоединяем к сборным шинам НН ТП. Реактивная мощность, которую возможно передавать через трансформаторы ТП в сеть напряжением до 1000 В при заданном коэффициенте загрузки, определяется соотношением:  ,где n – число трансформаторов на ТП; = 0,7 – коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме;  – номинальная мощность трансформаторов, установленных на ТП; – расчетная активная нагрузка ТП на шинах 0,4 кВ.Для ТМ -630/10, ТП-3, ТП-4, ТП-5, ТП-6.  Для ТМ-1600/10, ТП-1, ТП-2.   Выбираем мощность КУ близкую к расчетной реактивной мощности, распределение батарей конденсаторов представлено в таблице 16. Пример расчета для коэффициента загрузки трансформаторов после компенсации КТП-1 (1600 кВА):   Таблица 16 – Распределение батарей конденсаторов
Определяем потери в трансформаторах:  ,Пример расчета потерь для ТП1:  Сводим результаты в таблицу 17. Таблица 17 – Потери мощности в трансформаторах цеховых ТП
Выбор рационального напряжения внешнего электроснабжения предприятия Выбор величины напряжения определяется экономическими факторами: при увеличении номинального напряжения возрастают капиталовложения в строительство объектов энергосистемы, но при этом за счет снижения потерь электроэнергии уменьшаются эксплуатационные издержки. Напряжение сетей внешнего электроснабжения предприятия определяется техническими условиями энергосистемы на подключение, зависит от мощности предприятия, его удаленности от источника питания, перспектив развития сетей энергосистемы и предприятий в данном районе. Экономически целесообразное напряжение питающей линии ГПП можно оценить по формуле Илларионова:  где L – расстояние от источника питания, км; P– передаваемая мощность, равная расчетной нагрузке предприятия отнесенной к шинам ВН ГПП, МВт. Ближайшие значения номинального напряжения питающей линии ГПП – 35 кВ и 110 кВ. Так как мощность предприятия не превышает 10 МВА, принимаем напряжение питающей линии ГПП U=35 кВ. Выбор трансформатора ГПП Электроснабжение домостроительного завода осуществляется от подстанции энергосистемы по двум ВЛЭП напряжением 35 кВ. При наличии одного источника питания в целях резервирования принимается схема внешнего электроснабжения по двум радиальным линиям, на стороне 35 кВ принимаем смему 4Н - два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий. ГПП размещается на территории предприятия в соответствии с расчетным центром электрических нагрузок. На стороне 10 (кВ) принимаем обходную систему шин секционированную вакуумным выключателем с устройством АВР. Мощность трансформаторов на ГПП определяем по формуле:  ,где  – полная расчётная мощность предприятия со стороны высшего напряжения трансформаторов ГПП;  =0,7 – коэффициент загрузки трансформаторов ГПП [1].2 – число трансформаторов на ГПП.  Полученное значение  округляем до ближайшего большего типа ТМН-6300/35 [3 стр.615].Паспортные данные трансформатора представлены в таблице 18. Таблица 18 - Паспортные данные трансформатора ТМН-6300/35
С учетом того, что в нормальном режиме коэффициент загрузки трансформаторов ГПП принимается равным 0,7, в послеаварийном режиме любой из трансформаторов с учетом допустимой перегрузки (до 40 %) обеспечит полностью необходимую мощность завода, так как  .Выбор сечения линии, питающей ГПП Линии, питающие трансформаторы ГПП, выполняются воздушными двухцепными проводом марки АС. Выбор сечения провода производим по экономической плотности тока. Расчетный ток приходящийся на одну линию:  А.В послеаварийном или ремонтном режиме:  А.При 3000 < Тм < 5000 часов для алюминиевых неизолированных проводов принимаем экономическую плотность тока равной jэк=1,1 А/мм2 [1, табл. 6.1]. Экономически целесообразное сечение проводов равно  Полученное сечение округляем до ближайшего стандартного сечения и принимаем в качестве ВЛЭП провода марки АС – 95. Допустимый длительный ток для выбранного сечения равен Iдоп= 330 А. Выбранное сечение проверяем по условиям: По допустимой токовой нагрузке и по перегрузочной способности (в послеаварийном и ремонтном режиме при отключении одной из питающих линий).  где 1,3 – коэффициент допустимой перегрузки линии. 103,92 А ≤ 330 А, условие выполняется.  , условие выполняется.По условиям механической прочности: Согласно условиюмеханической плотности на воздушных линиях выше 1кВ могут применяться сталеалюминевые провода сечением не менее 25 мм2.  , условие выполняется. По допустимой потере напряжения:  ,где  - длина линии при полной нагрузке на 1 % потери напряжения, км;  - допустимая потеря напряжения, %, ( ,  );  - коэффициент загрузки линии;Lдоп- допустимая длина линии, км; L – фактическая длина линии, км; Принимаем  .Нормальный режим:  Lдоп=29,21 км > L=10 км, условие выполняется. Послеаварийный режим:  Lдоп=29,21 км > L=10 км, условие выполняется. По условиям коронирования проводов ВЛЭП напряжением 35 кВ не проверяются. Таким образом, электроснабжение мебельного завода от подстанции энергосистемы напряжением 35 кВ, выполненным проводом АС – 95/16 на металлических двухцепных опорах. На ГПП установлены два трансформатора типа ТМН – 6300/35. Схема внутризаводской распределительной сети 10 кВ Сечения жил кабелей в сетях выше 1000 В выбираются по экономической плотности тока, используя выражение:  где Iр – расчетный ток, А; jэк - нормированная плотность тока, А/мм2 (по табл. 1.3.36 ПУЭ). Полученное значение округляется до ближайшего стандартного, для которого по табл. 1.3.4 – 1.3.22 ПУЭ определяется допустимый длительный ток. Выбранные сечения должны быть проверены по ряду технических факторов: 1) По нагреву от длительного выделения тепла рабочим (расчетным) током; Длительно допустимый ток кабеля Iдоп, соответствующий выбранному по нормированной плотности сечению, должен обеспечить по тепловому нагреву прохождение по линии максимального расчетного тока по выражению:  где К1, К2 – коэффициенты, учитывающие влияние температуры окружающей среды и влияние рядом проложенных кабельных линий, соответственно. Для определения К1 используется табл. 1.3.3 ПУЭ. Для определения К2 используется табл. 1.3.12, 1.3.26 ПУЭ. Сечение жил линий, которые могут работать в послеаварийных режимах с перегрузкой, выбирают по условию:  где Iп.ав. – расчетный ток линии в послеаварийном режиме; Кпер – кратность перегрузки, принимаемая согласно табл. 1.3.1, 1.3.2 ПУЭ. 2) По нагреву от кратковременного выделения тепла током КЗ – фактор термической стойкости; Проверка проводников на термическую стойкость при КЗ заключается в определении их температуры нагрева к моменту отключения КЗ и сравнении этой температуры с предельно допустимой температурой нагрева при КЗ. Проводник удовлетворяет условию термической стойкости, если температура нагрева проводника к моменту отключения КЗ не превышает его предельно допустимую температуру нагрева. Для проверки сечения кабеля на термическую стойкость к токам КЗ используется выражение:  где Ст – коэффициент, зависящий от допустимой температуры при КЗ и материала проводника (табл.6.2, 6.3); Bk – тепловой импульс тока КЗ, А2·с. Тепловой импульс тока короткого замыкания Вк определяется по формуле:  где Iп0 - начальное действующее значение периодической составляющей тока КЗ; tпр – приведенное (расчетное) время отключения тока КЗ; Та – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания. Приведенное время отключения тока КЗ определяется по выражению:  где tр.з. – время действия релейной защиты, с; tоткл – полное время отключения выключателя, с. Время действия релейной защиты tр.з. определяется по выражению:  где tр.з.min - минимальное время срабатывания первой ступени защиты, принимаемое равным tр.з.min =0.01 с. ∆tс - ступень селективности, принимается в проекте в зависимости от числа ступеней распределения энергии по территории предприятия. Постоянная затухания апериодической составляющей тока КЗ определяется как:  где x∑, r∑ – результирующие индуктивное и активное сопротивление схемы относительно точки КЗ, соответственно; Из трех найденных сечений (по нормированной плотности тока, нагреву длительным током и термической стойкости) принимается большее. 3) Выбранное сечение проверяют по потере напряжения по формуле:  где l– длинна линии, км. P, Q – активная и реактивная мощности передаваемые по линии. r0, x0 – погонное активное и реактивное сопротивления КЛ, Ом/км. Относительные потери напряжения считают приемлемыми, если они в послеаварийных режимах работы не превышают в сетях высокого напряжения – 10%. В качестве примера рассмотрим выбор сечения КЛ-1 проходящей от ГПП до ТП-1. Расчетный ток линии определяется исходя из нормального режима работы электроустановки, при его определении не следует учитывать увеличение тока при аварийных ситуациях. Расчётным током линии для питания цеховых трансформаторов, высоковольтных электродвигателей и электропечей является их номинальный ток, независимо от фактической нагрузки. Расчетный ток кабельных линий, питающих цеховые трансформаторы, определяется по выражению:  где Sном.тр – номинальная мощность трансформатора, кВА; nтр – число трансформаторов. Расчетный ток линии:  Экономическое сечение: Для высоковольтных кабелей с алюминиевыми жилами и бумажной изоляцией при Тм =3000-5000 часов принимаем  А/мм2 [1, табл. 6.1]. Ближайшее стандартное значение: F=70 мм2, Iдоп = 220 А [3 стр.626.]. 1)Проверка по нагреву от длительного выделения тепла рабочим током: Согласно ПУЭ табл. 1.3.3 К1 = 1,по табл. 1.3.26 К2 = 0,92.  Условие выполняется. 2) Проверка по нагреву от длительного выделения тепла в послеаварийном режиме с перегрузкой: Согласно ПУЭ табл. 1.3.2 Кпер = 1,2.   Условие выполняется. Предварительно выбираем кабель ААШв –3x70, прокладка кабеля в траншее. Результаты предварительного выбора КЛ сведем в таблицу 19. Таблица 19 – Результаты предварительного выбора КЛ 10 кВ
Расчёт токов короткого замыкания в сети выше 1000 В. Все электрические аппараты и токоведущие части электрических установок должны быть выбраны таким образом, чтобы исключалось их разрушение при прохождении по ним наибольших возможных токов КЗ, в связи с чем возникает необходимость расчёта этих величин. Для расчёта токов КЗ составляется расчётная схема – упрощенная однолинейная схема электроустановки, в которой учитываю все источники питания (п/ст энергосистемы, генераторы ТЭЦ), трансформаторы, воздушные и кабельные линии. Расчёт токов КЗ будем проводить для участка распределительной сети 10 кВ ГПП –ТП-1. Для данного участка составляем расчётную схему и схему замещения, представленные ниже.  Рисунок 9 – Однолинейная расчетная схема сети Расчет ведем в относительных единицах. Для этого все расчётные данные приводят к базисному напряжению и базисной мощности. Величина базисного напряжения превышает номинальное на 5%. Используя стандартный ряд базисных напряжений, принимаем  кВ,  кВ. [1, стр.147].За базисную мощность принимаем Sб = 100 МВА. Принимаем, что мощность источника электроэнергии (энергосистемы)  и соответственно индуктивное сопротивление хс=0.Сопротивления воздушной линии 35 кВ:   где: l = 10 км - длина воздушной линии; Uб1 - базисное напряжение данной ступени трансформации, кВ; rо= 0,422 Ом/км - активное сопротивление провода АС-70 (табл.1.6); xо= 0,432 Ом/км - индуктивное сопротивление провода АС-70 (табл.1.12). Сопротивление трансформатора ТДНС-6300/35 кВА:  Активным сопротивлением пренебрегаем, так как трансформатор большой мощности. Sн.тр. = 6,3 МВА - номинальная мощность трансформатора; Uкз= 7,5% – напряжение короткого замыкания трансформатора; Сопротивление кабельной линии КЛ-1:   где: l = 0,092 км - длина воздушной линии; Uб2 - базисное напряжение данной ступени трансформации, кВ; rо= 0,447 Ом/км - активное сопротивление провода ААШв 3х70; xо= 0,08 Ом/км - индуктивное сопротивление провода ААШв 3х70. Сопротивление кабельной линии КЛ-7:   где: l = 0,312 км - длина воздушной линии; Uб2 - базисное напряжение данной ступени трансформации, кВ; rо= 0,329 Ом/км - активное сопротивление провода ААШв 3х70; xо= 0,08 Ом/км - индуктивное сопротивление провода ААШв 3х70. По расчётной схеме составляется схема замещения, в которой указываются сопротивления всех элементов и намечаются точки для расчётов токов КЗ.  Рисунок 10 – Упрощенная однолинейная схема замещения Расчет токов КЗ В сетях среднего напряжения (6-35 кВ) в России применяют изолированную нейтраль. Ток однофазного замыкания на землю в таких сетях невелик, его величина определяется емкостью линии (зависит от напряжения, длины и типа линии), и этот режим не является аварийным. Ток двухфазного КЗ легко определяется по рассчитанному току трехфазного:  Соответственно, рассчитывать токи однофазного и двухфазного КЗ в сетях среднего напряжения нет необходимости. Ток трехфазного КЗ определяется по формуле:  где Zрез – полное сопротивление до точки КЗ, Ом. При расчете в системе относительных единиц сначала находят базисный ток КЗ на рассматриваемой ступени трансформации:  а затем определяют значение периодической составляющей тока КЗ:  Наибольшее амплитудное значение тока КЗ наблюдается через полпериода (0.01 с) после начала КЗ. Этот ток называется ударным током короткого замыкания iуд.  где kуд – ударный коэффициент тока КЗ, определяется по [1.рис 7.1]. Точка К0     Точка К1 Подпитку места КЗ от СД не учитываем т. к. длина линии КЛ-7 больше 300 м.     Точка К2 Подпитку места КЗ от СД не учитываем т. к. длина линии КЛ-7 больше 300 м.    Расчётное значение тока КЗ в точке К1 больше, чем в точке К2, поэтому проверяем высоковольтные линии, идущие от ГПП до ТП цехов по токам короткого замыкания К1. Точка К3 Учитываем подпитку места КЗ от СД. Используем метод наложения, считая что напряжения системы и СД совпадают по фазе. Ток КЗ от системы:    Ток КЗ от СД:  – сверхпереходная ЭДС асинхронного двигателя; – сверхпереходное индуктивное сопротивление АД; - номинальный ток СД.  Суммарный ток КЗ в точке К3:   Расчётное значение тока КЗ в точке К3 больше, чем в точке К2, следовательно проверку линии КЛ-7 на устойчивость к токам КЗ будем производить именно по этому току. Сводная ведомость токов КЗ:
Используя полученные значения токов короткого замыкания, проверим принятые ранее сечения кабелей на термическую стойкость при КЗ в начале линии. В качестве примера рассмотрим выбор сечения КЛ-1 проходящей от ГПП до ТП-1.     По [1, табл. 6.2] находим значение термического коэффициента: Ст=90 А∙с1/2/мм2.  Полученное значение минимального сечения показывает, что выбранный кабель, для данного участка распределительной сети ААШв 3×70 проходит проверку на термическую стойкость при КЗ в начале линии. Результаты проверки на термическую стойкость при КЗ остальных КЛ сведем в таблицу 20. Произведем проверку КЛ-1 по потере напряжения: Относительные потери напряжения считают приемлемыми, если они в послеаварийных режимах работы не превышают в сетях высокого напряжения – 10%.  Результаты проверки по потере напряжения остальных КЛ сведем в таблицу 19. Таблица 20 – Результаты проверки на термическую стойкость при КЗ и потере напряжения КЛ 10 кВ
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
кВАр
кВт
кВАр
кВАр
, кВА
кВт
кВАр
кВАр
,
,
