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.
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 II категории, 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:
.
Средневзвешенный cosφ:
.
Коэффициент послеаварийной перегрузки:
(5.2.1),
где Pi – мощность, превышающая мощность PTP, кВт;
∆ti – время перегрузки, ч.
.
Рисунок 7. Выбор трансформаторов ППЭ.
Так как =1,552 > 0,9·Kmax =0.9·1,721 = 1,549, то тогда коэффициент перегрузки К2==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:
, (5.3.1) А.
Принимаем провод сечением F=16 мм2 с допустимым током IДОП=111 А.
Экономическое сечение провода:
, (5.3.2),
где Iр — расчётный ток послеаварийного режима, А;
jэ — экономическая плотность тока, А/мм2.
Экономическая плотность тока jэ для неизолированных алюминиевых проводов при числе часов использования максимума нагрузки в год от 3000 до 5000 (Тmax=3952,08 ч) согласно [2] равна 1,1.
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:
, (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:
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
, (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 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:
, (6.1.1),
где SM –полная мощность предприятия согласно пункту 2.1, кВА;
– полная нагрузка напряжением выше 1000 В, кВА.
С использованием данных пункта 2. 1 получим, что
кВА.
Тогда .
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:
, (6.2.1),
, (6.2.2),
, (6.2.3),
, (6.2.4).
Пример расчета для цеха №1:
коэффициент максимума: ;
средняя активная нагрузка за наиболее загруженную смену:
кВ;
средняя реактивная нагрузка за наиболее загруженную смену:
квар;
средняя полная нагрузка этого цеха:
кВА.
Расчёт для остальных цехов сведён в таблицу 7.
Таблица 7. Средние нагрузки цехов за наиболее загруженную смену
|
№ цеха |
Pм, кВт |
QM, квар |
Кс, о.е. |
Ки, о.е. |
Км, о.е. |
Рср, кВт |
Qcp, квар |
Sср, кВА |
|
1 |
52,08 |
82,79 |
0,6 |
0,5 |
1,2 |
43,4 |
68,99 |
81,5 |
|
2 |
310,24 |
192,35 |
0,7 |
0,6 |
1,17 |
265,16 |
164,4 |
311,99 |
|
3 |
2030,24 |
1522,68 |
0,8 |
0,7 |
1,14 |
1780,91 |
1335,68 |
2226,14 |
|
4 |
250,08 |
257,03 |
0,6 |
0,5 |
1,2 |
208,4 |
214,19 |
298,84 |
|
5 |
2103,04 |
1303,88 |
0,8 |
0,7 |
1,14 |
1844,77 |
1143,75 |
2170,5 |
|
6 |
859,22 |
532,72 |
0,8 |
0,7 |
1,14 |
753,7 |
467,3 |
886,81 |
|
7 |
2192,32 |
1644,24 |
0,8 |
0,7 |
1,14 |
1923,09 |
1442,31 |
2403,86 |
|
8 |
614 |
294,72 |
0,7 |
0,6 |
1,17 |
524,79 |
251,8 |
582,11 |
|
9 |
227,36 |
170,52 |
0,5 |
0,4 |
1,25 |
181,89 |
136,42 |
227,36 |
|
10 |
42,08 |
29,34 |
0,4 |
0,3 |
1,33 |
31,64 |
22,06 |
38,57 |
|
11 |
111,48 |
69,12 |
0,7 |
0,6 |
1,17 |
95,28 |
59,08 |
112,11 |
|
12 |
65,3 |
48,97 |
0,5 |
0,4 |
1,25 |
52,24 |
39,18 |
65,3 |
|
13 |
247,56 |
153,49 |
0,8 |
0,7 |
1,14 |
217,16 |
134,64 |
255,51 |
|
13(6кВ) |
960 |
-460,8 |
0,8 |
0,7 |
1,14 |
842,1 |
-404,21 |
934,09 |
|
14 |
246,3 |
184,72 |
0,6 |
0,5 |
1,2 |
205,25 |
153,94 |
256,56 |
|
15 |
270,16 |
275,56 |
0,5 |
0,4 |
1,25 |
216,13 |
220,45 |
308,72 |
|
16 |
42,7 |
32,02 |
0,4 |
0,3 |
1,33 |
32,1 |
24,07 |
40,12 |
|
17 |
85,92 |
64,44 |
0,5 |
0,4 |
1,25 |
68,74 |
51,55 |
85,92 |
|
18 |
53,28 |
46,89 |
0,6 |
0,5 |
1,2 |
44,4 |
39,075 |
59,14 |
|
19 |
160,08 |
120,06 |
0,5 |
0,4 |
1,25 |
128,06 |
96,05 |
160,08 |
|
20 |
644,32 |
399,48 |
0,8 |
0,7 |
1,14 |
565,19 |
350,42 |
665,01 |
|
20(6кВ) 0)))) |
1120 |
-537,6 |
0,8 |
0,7 |
1,14 |
982,46 |
-471,58 |
1089,78 |
|
21 |
1829,3 |
1134,17 |
0,8 |
0,7 |
1,14 |
1604,65 |
994,88 |
1888,04 |
|
22 |
2074,34 |
1555,75 |
0,8 |
0,7 |
1,14 |
1819,6 |
1364,69 |
2274,49 |
|
23 |
31,8 |
27,98 |
0,3 |
02 |
1,5 |
21,2 |
18,65 |
28,23 |
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13
