5.4.1 Потери в цеховых трансформаторных подстанциях
После выбора трансформаторов производим расчет потерь мощности в трансформаторах.
На примере механического цеха:
(5.10)
(5.11)
где, ΔРХХ, ΔРК.З.- потери на холостом ходу, и коротком замыкание.
(5.12)
(5.13)
Все данные сводим в таблицу 14
По полученным данным окончательно уточняем нагрузки предприятий.
Все данные сводим в таблицу 15
Тогда уточненные расчетные мощности составят:
(5.14)
(5.15)
(5.16)
Таблица 14 - Выбор цеховых трансформаторных подстанций
№ цеха |
Наименование цеха |
Среда |
Тип трансформатора |
Sтр, кВА |
N, шт. |
IХХ, % |
UК.З., % |
ΔРХХ, кВт |
ΔРК.З., кВт |
ΔQХХ, кВАр |
ΔQК.З., кВАр |
ΔРТ, кВт |
ΔQТ, кВАр |
1 |
Главный корпус |
норм |
ТМ 400/6 У1 |
400 |
4 |
2,1 |
4,5 |
4,83 |
5,5 |
8,4 |
18 |
20,48 |
37,41 |
2 |
РМЦ |
грязная |
ТМФ 160/6 У1 |
160 |
2 |
2,4 |
4,7 |
0,46 |
2,65 |
3,84 |
7,52 |
2,04 |
10,86 |
3 |
Опытный цех |
норм |
ТМ 100/6 У1 |
100 |
4 |
2,6 |
4,5 |
0,33 |
1,97 |
2,6 |
4,5 |
1,60 |
11,03 |
4 |
Блок вспомогательных цехов |
грязная |
ТМФ 1000/6 У1 |
1000 |
3 |
1,7 |
5,5 |
1,9 |
12,2 |
17 |
55 |
9,14 |
66,52 |
5 |
Лабораторный корпус |
норм |
ТМ 100/6 У1 |
100 |
3 |
2,6 |
4,5 |
0,33 |
1,97 |
2,6 |
4,5 |
1,55 |
9,07 |
6 |
Компрессорная и кислородная станции |
средняя |
ТМ 250/6 У1 |
250 |
4 |
1,9 |
4,5 |
0,61 |
3,2 |
4,75 |
11,25 |
2,80 |
20,26 |
7 |
Заводоуправление |
норм |
ТМ 160/6 У1 |
160 |
2 |
2,4 |
4,7 |
0,46 |
2,65 |
3,84 |
7,52 |
2,04 |
10,86 |
8 |
Котельная и бойлерная |
жаркая |
ТМФ 2500/6 У1 |
2500 |
5 |
1 |
6,5 |
3,85 |
23,5 |
25 |
162,5 |
21,36 |
139,59 |
9 |
Ацетиленовая станция |
взрывооп |
ТС 250/6 У1 |
250 |
3 |
1,9 |
4,5 |
0,61 |
3,2 |
4,75 |
11,25 |
2,31 |
15,93 |
10 |
Водородная станция |
взрывооп |
ТС 250/6 У1 |
250 |
4 |
1,9 |
4,5 |
0,61 |
3,2 |
4,75 |
11,25 |
2,80 |
20,26 |
11 |
Станция перекачки |
влажная |
ТМФ 250/6 У1 |
250 |
3 |
1,9 |
4,5 |
0,61 |
3,2 |
4,75 |
11,25 |
2,31 |
15,93 |
12 |
Экспериментальный цех |
норм |
ТМ 100/6 У1 |
100 |
3 |
2,6 |
4,5 |
0,33 |
1,97 |
2,6 |
4,5 |
1,55 |
9,07 |
13 |
Заготовительный цех |
грязная |
ТМФ 160/6 У1 |
160 |
3 |
2,4 |
4,7 |
0,46 |
2,65 |
3,84 |
7,52 |
2,13 |
13,64 |
14 |
Склад |
грязная |
ТМФ 100/6 У1 |
100 |
4 |
2,6 |
4,5 |
0,33 |
1,97 |
2,6 |
4,5 |
1,74 |
11,35 |
|
ППЭ |
норм |
ТРДН 40000/110 У1 |
40000 |
1 |
0,28 |
10,5 |
22 |
170 |
112 |
4200 |
98,31 |
1997,3 |
Таблица 15 - Уточненные расчетные мощности
№ цеха |
Наименование цеха |
Р’РВЦ, кВт |
Q’РВЦ, кВАр |
ΔРТ, кВт |
ΔQТ, кВАр |
Ррвц, кВт |
Qрвц, кВАр |
1 |
Главный корпус |
975,7445 |
878,1227 |
20,48 |
37,41 |
996,23 |
915,53 |
2 |
РМЦ |
237,4801 |
303,12327 |
2,04 |
10,86 |
239,52 |
313,99 |
3 |
Опытный цех |
272,4419 |
225,64581 |
1,60 |
11,03 |
274,04 |
236,68 |
4 |
Блок вспомогательных цехов |
2327,987 |
1585,3056 |
9,14 |
66,52 |
2337,13 |
1651,82 |
5 |
Лабораторный корпус |
168,3926 |
205,91509 |
1,55 |
9,07 |
169,94 |
214,98 |
6 |
Компрессорная и кислородная станции |
702,239 |
479,4723 |
2,80 |
20,26 |
705,04 |
499,73 |
7 |
Заводоуправление |
129,7477 |
146,68561 |
2,04 |
10,86 |
131,79 |
157,55 |
8 |
Котельная и бойлерная |
8641,062 |
7669,1056 |
21,36 |
139,59 |
8662,42 |
7808,69 |
9 |
Ацетиленовая станция |
459,5208 |
407,00876 |
2,31 |
15,93 |
461,83 |
422,94 |
10 |
Водородная станция |
666,7974 |
449,21725 |
2,80 |
20,26 |
669,60 |
469,48 |
11 |
Станция перекачки |
647,8604 |
366,91358 |
2,31 |
15,93 |
650,17 |
382,85 |
12 |
Экспериментальный цех |
183,827 |
216,21892 |
1,55 |
9,07 |
185,37 |
225,29 |
13 |
Заготовительный цех |
292,405 |
336,46208 |
2,13 |
13,64 |
294,53 |
350,10 |
14 |
Склад |
255,3107 |
289,74191 |
1,74 |
11,35 |
257,05 |
301,09 |
6. Выбор питающих ЛЭП
6.1 Воздушные ЛЭП
Питание завода осуществляется по двухцепной воздушной ЛЭП с заданным напряжением сети 110 кВ. Выбор экономически целесообразного сечения высоковольтных линий выбранного стандартного рационального напряжения определяется в следующей последовательности:
Определяем ток в линии в нормальном режиме:
(6.1)
Ток в линии в послеаварийном режиме:
(6.2)
где n=2- количество жил в проводе,
Uс – среднее номинальное напряжение сети (115,5 кВ),
-
полная расчетная мощность завода,
уточненная после выбора трансформаторов.
;
Сечение провода рассчитывается по экономической плотности тока:
(6.3)
Экономическая плотность тока зависит от числа часов использования электрической энергии предприятием.
Согласно
ПУЭ:
=
1,3 А/мм2
при Tmax
≤ 3000 ч;
= 1,1 А/мм2 при 3000ч. < Tmax ≤ 5000 ч;
= 1 А/мм2 при Tmax > 5000 ч.
Полученное сечение округляется до ближайшего стандартного сечения.
Минимальные значения сечения проводов: для 35 кВ менее 35 мм2; для 110 кВ менее 70 мм2; для 220 кВ менее 240 мм2.
Выбираем провод А 1200 с F=120 мм2.
Выбранное сечение линии проверяется:
По допустимому нагреву тока в нормальном режиме: Iз ≤ Iдоп (Iдоп – допустимый ток выбранного провода)
94,56≤320
По допустимому нагреву тока в послеаварийном режиме: Iпар ≤ Iдоп (Iдоп – допустимый ток выбранного провода)
189,11≤320
По потерям напряжения:
(6.4)
(6.5)
r0 и x0 – активное и индуктивное сопротивление одной цепи линии на 1 км длины (Ом/км).
6.2 Кабельные ЛЭП
Выбор кабельных ЛЭП производится по следующим условиям:
По нагреву допустимым током в нормальном режиме:
Iдоп=Iт·k1·k2·k3·k4, (6.6)
где Iдоп – допустимый ток выбранного провода;
Iт – табличное значение допустимого длительного тока нагрузки [4];
k1 – коэффициент учитывающий фактическую температуру окружающей среды (воздуха, воды, земли), в курсовом проекте принять равным 1;
k2 – коэффициент учитывающий количество параллельно проложенных кабелей в траншее:
Для 10 кВ k2= 0,87, не более 6 кабелей;
Для 6 кВ k2= 0,9, не более 6 кабелей;
Для 0,4 кВ k2= 0,933, не более 6 кабелей;
k3 – коэффициент учитывающий фактическое сопротивление грунта, в курсовом проекте принять равным 1;
k4 – коэффициент учитывающий фактическое рабочее напряжение, в курсовом проекте принять равным 1;
По экономической плотности тока:
(6.7)
По допустимому току послеаварийного режима:
(6.8)
Пример выбора сечения и марки провода для механического цеха:
Расчетная мощность в нормальном режиме для каждого подразделения (цеха), где установлена комплектная трансформаторная подстанция (КТП) определяется по формуле:
(6.9)
(6.10)
где n- количество трансформаторов.
(6.11)
Сечение кабельной линии по экономической плотности тока i-го цеха:
(6.12)
Выбираем стандартное сечение провода равное 25 мм2 для которого Iт=85 А.
Iдопн.р.=85·1·0,93·1·1=79,05 А.
Допустимый длительный ток послеаварийного режима
(6.13)
kпер - коэффициент перегрузки: для кабелей с бумажной изоляцией – 1,3; для кабелей с полиэтиленовой изоляцией 1,1; для кабелей с поливинилхлоридной изоляцией 1,15.
Проверка выбранного кабеля выполняется по следующим условиям:
(6.14)
31,00≤79,05
(6.15)
62,00≤90,91
Все данные сводим в таблицу 16
Наносим на генеральный план схему транспортировки электрической энергии по территории предприятия, определяем при этом трассы кабельных линий.
Таблица 16 - Выбор кабельных линий
№ |
Адрес линии |
Sрнр.ктп, кВА |
Iрнр, А |
Iрпар, А |
F |
k1 |
k2 |
k3 |
k4 |
Iт, А |
Iдопнр, А |
Iдоппар, А |
количество, марка, сечение КЛЭП |
1 |
РП2 – КТП1 |
1353,02 |
31,00 |
62,00 |
25 |
1 |
0,93 |
1 |
1 |
85,00 |
79,05 |
90,91 |
АПвБбШп-10 (3*25) |
2 |
РП2 – КТП2 |
394,91 |
18,10 |
36,19 |
25 |
1 |
0,93 |
1 |
1 |
85,00 |
79,05 |
90,91 |
АПвБбШп-10 (3*25) |
3 |
РП2 – КТП3 |
362,10 |
8,30 |
16,59 |
8 |
1 |
0,93 |
1 |
1 |
43,00 |
39,99 |
45,99 |
ВВГ-10 (3*8) (ож) |
4 |
РП1 – КТП4 |
2861,94 |
87,43 |
174,85 |
70 |
1 |
0,93 |
1 |
1 |
175,00 |
162,75 |
187,16 |
2*АВБбШв-6 (3*70+1*35) |
5 |
РП2 – КТП5 |
274,04 |
8,37 |
16,74 |
8 |
1 |
0,93 |
1 |
1 |
43,00 |
39,99 |
45,99 |
ВВГ-10 (3*8) (ож) |
6 |
РП1 – КТП6 |
864,18 |
19,80 |
39,60 |
25 |
1 |
0,93 |
1 |
1 |
85,00 |
79,05 |
90,91 |
АПвБбШп-10 (3*25) |
7 |
РП1 – КТП7 |
205,40 |
9,41 |
18,82 |
8 |
1 |
0,93 |
1 |
1 |
43,00 |
39,99 |
45,99 |
ВВГ-10 (3*8) (ож) |
8 |
РП1 – КТП8 |
11662,47 |
213,76 |
427,51 |
240 |
1 |
0,93 |
1 |
1 |
250,00 |
232,50 |
267,38 |
ААБл-6 (1*240) |
9 |
РП2 – КТП9 |
626,23 |
19,13 |
38,26 |
25 |
1 |
0,93 |
1 |
1 |
85,00 |
79,05 |
90,91 |
АПвБбШп-10 (3*25) |
10 |
РП1 – КТП10 |
817,78 |
18,74 |
37,47 |
25 |
1 |
0,93 |
1 |
1 |
85,00 |
79,05 |
90,91 |
АПвБбШп-10 (3*25) |
11 |
РП1 – КТП11 |
754,51 |
23,05 |
46,10 |
25 |
1 |
0,93 |
1 |
1 |
85,00 |
79,05 |
90,91 |
АПвБбШп-10 (3*25) |
12 |
РП1 – КТП12 |
291,75 |
8,91 |
17,82 |
6 |
1 |
0,93 |
1 |
1 |
34,00 |
31,62 |
36,36 |
2*ПВвГ-10 (3*6) (ож) |
13 |
РП2 – КТП13 |
457,52 |
13,98 |
27,95 |
10 |
1 |
0,93 |
1 |
1 |
50,00 |
12,80 |
14,72 |
2* АВВБГ-10 (3*10) (ож) |
14 |
РП2 – КТП14 |
395,89 |
9,07 |
18,14 |
6 |
1 |
0,93 |
1 |
1 |
34,00 |
9,00 |
10,35 |
2*ПВвГ-10 (3*6) (ож) |
---------------- Нагрузка 6 кВ
Нагрузка 0,4 кВ
Рисунок 7 – Схема транспорта электрической энергии по территории завода высоковольтной аппаратуры
7 Расчет токов короткого замыкания
При расчете токов к.з. вводят следующие допущения:
Все ЭДС считают совпадающими по фазе;
ЭДС источника остается неизменным;
Не учитываются поперечные емкости цепи к.з. и токи намагничивания трансформаторов.
Порядок расчета:
Составить схему замещения сверхпереходного режима;
Привести сопротивление элементов и ЭДС к одной ступени напряжения и к одинаковым базисным условиям;
Определиться с расчетом (в именованных единицах, либо в относительных единицах).
Принимаются базисные условия:
Sб=Sс=1300 МВА (7.1)
Uб1=115 кВ
Uб2=6,3 кВ
Xс=0,64
Eс=1
(7.2)
Сопротивление сети равно:
(7.3)
Сопротивление воздушной линии равно:
(7.4)
(7.5)
где:
-
удельное активное сопротивление линии;
-
удельное реактивное сопротивление
линии
Так
как
,
то активная составляющая учитывается
в расчетах.
К - 3
РП 1
xc
110кВ
rл
ПГВ
К - 6
РП 2
xл
К - 1
6 кВ
xтр
К - 2
xтр нн
xтр нн
К - 2
К - 6
rк
xк
К - 3
rк
К - 4
xк
К - 4
К - 5
rтр
0,4кВ
xтр
Σr0.4
Σx0.4
К - 5
Рисунок 8 – Принципиальная схема расчетов токов короткого замыкания
7.1 Расчет токов к.з. в точке К1
(7.6)
Начальное значение периодической составляющей в точке К1:
(7.7)
Постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к.з. равна:
(7.8)
(7.9)
(7.10)
Ударный коэффициент для времени t=0,01с. равен:
(7.11)
(7.12)
