Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Электрооборудование подстанций и осветительные сети предприятий, организаций и учреждений. Учебное пособие
.pdf
Коэффициент спроса
с
K
и
K
в
K
1
1
ср. м
и
ном
n
n
i
P
KP=
∑
∑
1
n
ср.м
P
∑
1
номni
P
∑
в
K
и
K
с
K
11
расч расч
tg
nn
ii
QP= ⋅ϕ
∑∑
фициента использования активной мощности
включения K
. Для
в
принимается в зависимости от коэф-
и коэффициента
= 0,8 (характерного для горных предприятий)
значения Kc приводятся в табл. 2.2.
Для группы приемников коэффициент использования активной
мощности Kи определяется по формуле
,
где n – число электропотребителей в группе приемников;
–
средняя мощность группы приемников за наиболее загруженную смену, кВт;
– номинальная мощность группы приемников, кВт.
Таблица 2.2
Значения коэффициента спроса
0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9
= 0,8
Сумма расчетных реактивных нагрузок, квар,
где tgφ – тангенс угла сдвига фаз, соответствующий средневзвешенному коэффициенту мощности.
0,5 0,6 0,65-0,7 0,75…0,8 0,85…0,9 0,92…0,95
,
2.2. Определение напряжения внешнего
электроснабжения
Порядок расчета:
1. Величина нестандартного напряжения питания предприятия,
кВ, может быть определена по формуле Стила – Никагосова:
131
4
16
расч
U Pl=⋅⋅
,
l −
расч
Sl
U
n
⋅
≥ 0, 05 ⋅
где P
– передаваемая мощность, тыс. кВт;
расч
расстояние переда-
чи, км.
Для воздушных линий, питающих предприятие (горное), напряже-
ние, кВ, определяется по выражению
,
где S
– полная передаваемая мощность предприятия, кВ·А; l – дли-
расч
на ВЛ, км; n – число цепей воздушной линии.
2. Расстояние передачи принимается по данным практики (расстояние от питающей подстанция энергосистемы или собственной станции до ГПП) или по согласованию с руководителем.
3. Если отклонение расчетной величины напряжения от ближайшего большего и меньшего стандартного значения велико, то
решение принимается путем технико-экономического сравнения
вариантов стандартных значений напряжения. Однако по согласованию с руководителем проекта сравнение можно не проводить,
а принять большее стандартное значение, учитывая перспективу
развития предприятия. При расчетном значении, близком к стандартному, принимают ближайшее номинальное значение напряжения.
Для горных предприятий, как потребителей первой категории,
главные понизительные подстанции выполняются с двумя силовыми
трансформаторами. Двухтрансформаторная подстанция экономична
с точки зрения обеспечения резервирования.
Выбор числа, мощности и типа силового трансформатора производят в следующей последовательности:
1. Определяют число трансформаторов на подстанции с учетом
обеспечения надежности питания и категорийности потребителей.
2. Исходя из общей расчетной нагрузки предприятия принимают
установленную мощность трансформатора (табл. 2.3 приведена в качестве примера). При этом необходимо иметь в виду, что допустимая
систематическая перегрузка не должна превышать 30%.
132
2.3. Выбор силовых трансформаторов
Если на ГПП устанавливаются два трансформатора, то номиналь-
2 0, 7
расч
ном
S
S ≥
⋅
расч пер.доп ном
SK S≤⋅
S
2
хх тр м
PP P∆ =∆ +β ⋅∆
2
хх тр м
QQ Q∆ =∆ +β ⋅∆
S
ная мощность каждого из них определяется по условию
.
В аварийных условиях оставшийся в работе трансформатор проверяется на допустимую перегрузку с учетом возможного отключения
потребителей III категории, т.е. 1,4 ∙ S
ном
≥ S
расч
.
Выбор мощности однотрансформаторной ГПП производится по
расчетной нагрузке с проверкой перегрузочной способности трансформатора в часы максимальной нагрузки:
,
где K
– допустимая перегрузочная способность (определяется по
пер.доп
табл. 1.6 [6]).
При наличии суточного графика нагрузки предприятия устанавливается продолжительность максимума нагрузки t, ч, и коэффициент
заполнения суточного трафика, позволяющий установить кратность
нагрузок Kн [2]:
где S
cр
, S
max
ответственно.
Допускается послеаварийная перегрузка трансформатора при
Kз < 0,75 до 140% продолжительностью не более 6 ч в течение 5 сут.
Годовые потери активной и реактивной мощности, квар, в силовых трансформаторах ГПП:
где ∆P
и ∆Pм – активные потери холостого хода и потери в меди при
хх
номинальной нагрузке, кВт, соответственно; β – коэффициент загрузки трансформатора:
KS=
ср
з
,
max
– средняя и максимальная нагрузка трансформатора со-
;
,
расч
β=
,
S
ном
133
здесь ∆Qхх – реактивные потери холостого хода, величина которых
2
а хх г тр м п.а
W P T PT∆ =∆ +β ∆
2
р хх г тр м п.р
W Q T QT∆ =∆ +β ∆
( )
2
4
max
0,124 10 8760
п.а а
TT
−
= +⋅ ⋅
( )
2
4
max
0,124 10 8760
п.р р
TT
−
= +⋅ ⋅
Тип
Мощность,
кВ·А
Напряжение, кВ Потери,
кВт
UКЗ, % Iхх, %
ВН
НН
ΔP
хх
ΔP
м
ТМ
1000
10
0,69
2,45
12,2
5,5
1,4
равна току холостого хода трансформатора; ∆Qм – потери меди, величина которых численно равна напряжению КЗ трансформатора.
Потери активной и реактивной энергии
,
,
где T
ной и реактивной мощности соответственно; T
п.а
и T
– соответственно число часов максимума потерь по актив-
п.р
– число часов в году;
г
;
,
max а
и T
– годовое число часов использования максимумов
max р
где T
активной и реактивной нагрузки соответственно. При расчете можно
принять T
Трансформаторы масляные с высшим напряжением 10, 35, 110, 220 кВ
Тип
ТМН
ТМ
ТМНС
ТДНС
ТДНС
ТРДНС
ТМН
= Tг (число часов в году).
max р
Мощность,
кВ·А
1600
2500
4000
6300
6300
10 000
16 000
25 000
1000
Напряжение, кВ Потери, кВт
ВН НН ΔP
10
10
10
10
6
6
10,5
0,69
10
10
10,5
10
10
10
10,5
10,5
10,5
10,5
10,5
35,0
35,0
0,69
6,3
0,4
6,3
0,4
6,3
6,3
6,3
6,3
6,3
6,3
6,3
0,4
хх
2,45
2,45
3,5
3,5
3,85
3,85
3,85
3,85
5,2
7,4
7,4
7,4
14,5
21,0
25,0
2,1
2,1
м
11,6
11,6
18,0
16,5
23,5
23,5
23,5
23,5
33,5
46,5
46,5
46,5
85,0
106,0
125,0
12,2
12,2
U
14,0
10,0
Таблица 2.3
, % Iхх, %
КЗ
5,5
5,5
5,5
5,5
6,5
6,5
6,5
6,5
6,5
7,5
7,5
8,0
9,5
6,5
6,5
1,4
1,4
1,3
1,3
1,0
1,0
1,0
1,0
0,9
0,8
0,8
0,9
0,8
0,75
0,5
1,4
1,4
134
Тип
Мощность,
кВ·А
Напряжение, кВ Потери,
кВт
UКЗ, % Iхх, %
ВН
НН
ΔP
хх
ΔP
м
ТМ
ТМН
ТМ
ТМНС
ТДНС
ТДНС
ТРДНС
ТМН
1000
1600
2500
4000
6300
6300
10 000
16 000
25 000
1000
10
10
10
10
10
6
6
10
10
10
10
10
10,5
10,5
10,5
10,5
35,0
35,0
35,0
0,69
6,3
10,5
0,4
6,3
0,4
0,69
6,3
10,5
6,3
6,3
10,5
6,3
6,3
6,3
6,3
0,4
0,69
6,3
2,45
2,45
2,45
3,5
3,5
3,85
3,85
3,85
3,85
5,2
7,4
7,4
7,4
14,5
21,0
25,0
2,1
2,1
2,1
12,2
11,6
11,6
18,0
16,5
23,5
23,5
23,5
23,5
33,5
46,5
46,5
46,5
85,0
106,0
125,0
12,2
12,2
11,6
5,5
5,5
5,5
5,5
5,5
6,5
6,5
6,5
6,5
6,5
7,5
7,5
8,0
14,0
10,0
9,5
6,5
6,5
6,5
1,4
1,4
1,4
1,3
1,3
1,0
1,0
1,0
1,0
0,9
0,8
0,8
0,9
0,8
0,75
0,5
1,4
1,4
1,4
Тип
ТД
Мощность,
ТМН
ТДН
кВ·А
1600
2500
4000
6300
10 000
16 000
40 000
2500
6300
10 000
Напряжение, кВ Потери, кВт
ВН НН ΔP
35,0
35,0
35
35
35
35
38,5
38,5
38,5
110
115
115
10,5
11,0
0,4
0,69
6,3
10,5
11,0
0,69
6,3
16,3
11,0
6,3
11,0
6,3
10,5
6,3
10,5
6,5
10,5
6,6; 11
6,6; 11
6,6; 11
2,1
2,1
2,9
2,9
2,9
2,9
2,9
4,1
4,1
5,6
5,6
8,0
8,0
14,5
14,5
21,0
21,0
36,0
36,0
5,5
10,0
14,0
хх
11,6
11,6
18,0
18,0
16,5
16,5
16,5
23,5
23,5
33,5
33,5
46,5
46,5
65,0
65,0
90,0
90,0
165,0
165,0
22,0
44,0
58,0
Окончание табл.2.3
, % Iхх, %
U
КЗ
м
6,5
6,5
6,5
6,5
6,5
6,5
6,5
6,5
6,5
7,5
7,5
7,5
7,5
7,5
7,5
8,0
8,0
8,5
8,5
10,5
10,5
10,5
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,0
1,0
0,9
0,9
0,8
0,8
0,8
0,8
0,6
0,6
0,4
0,4
1,5
1,0
0,9
Технические данные трехфазных масляных трансформаторов и сухих для комплектных трансформаторных подстанций, а также сухих
на напряжение 10 кВ для закрытых помещений приведены в [7].
2.4. Расчет воздушных и кабельных линий
в сетях напряжением выше 1 кВ
При расчете воздушных и кабельных линий определяют:
– минимально допустимое сечение по нагреву;
s
ном
sэ – допустимое сечение по экономической плотности тока;
sтс – минимально допустимое сечение по термической стойкости
к токам КЗ;
s
– минимально допустимое сечение по потере напряжения;
∆U
– допустимое сечение по механической прочности.
s
мех
135
2.4.1. Выбор сечения жил кабеля и проводов ЛЭП
22
11
расч расч расч
nn
ii
S PP Q Q
= +∆ + +∆
∑∑
3
расч
расч
ном
S
IU=
⋅
22
11
3
2
10
расч расч
nn
ii
PQ
PR
U
−
+
∆= ⋅⋅
∑∑
22
11
3
2
10
расч расч
nn
ii
PQ
QX
U
−
+
∆= ⋅ ⋅
∑∑
по нагреву
Выбор сечений линий, питающих ГПП или ТП, осуществляется
по расчетной мощности трансформаторов, определяемой на стороне
ВН подстанции:
.
Для выбора сечений жил кабеля или проводов ЛЭП по нагреву
определяется расчетный ток:
.
Общая характеристика голых алюминиевых и сталеалюминиевых
проводов приведена в табл. 2.4.
Зная величину расчетного тока, по табл. 2.5–2.24 выбирают стандартное сечение, соответствующее ближайшему большему току, в зависимости от величины напряжения.
Потери активной, кВт, и реактивной, квар, мощности в проводах
определяются соответственно:
где R и X – активное и индуктивное сопротивление линии соответственно.
136
;
,
Таблица 2.4
Общая характеристика голых алюминиевых и сталеалюминиевых проводов
Длительно допустимый
Марка
провода
А-16 105 75 1,98 44 5,1
А-25 135 105 1,28 68 6,4
А-35 170 130 0,92 95 7,5
А-50 215 165 0,64 136 9,0
А-70 265 210 0,46 191 10,7
А-95 320 255 0,34 257 12,4
А-120 375 300 0,27 322 14,0
А-150 440 355 0,21 407 15,8
А-185 500 410 0,17 503 17,5
АС-10 80 50 3,12 36 4,4
АС-16 105 75 2,0 62 5,4
АС-25 130 100 1,38 92 6,6
АС-35 175 135 0,85 150 8,4
АС-50 210 165 0,65 196 9,6
АС-70 265 210 0,46 275 11,4
АС-95 330 260 0,33 386 13,5
АС-120 380 305 0,27 492 15,2
АС-150 445 365 0,21 617 17,0
АС-185 510 425 0,17 771 19,0
АСО-240 605 505 0,13 937 21,6
АСО-300 690 580 0,108 1098 23,5
АСО-400 825 710 0,080 1501 27,2
АСО-500 945 815 0,065 1836 30,2
АСО-600 1050 920 0,055 2206 33,1
АСО-700 1220 1075 0,044 2756 37,1
АСУ-120 375 – 0,28 530 12,5
АСУ-150 450 – 0,21 678 17,5
АСУ-185 515 – 0,17 850 19,6
АСУ-240 610 – 0,131 1111 22,4
АСУ-300 705 – 0,106 1390 25,2
АСУ-400 850 – 0,179 1840 29,0
ток нагрузки, А
вне
помещений
внутри
помещений
Алюминиевые провода
Сталеалюмииевые провода
Активное
сопротивление при
температуре +20 °С,
Ом/км
Масса
1 км
провода,
кг
Наружный
диаметр
провода,
мм
137
Таблица 2.5
Технико-экономические характеристики одноцепных воздушных линий 6, 10 кВ
Марка
Провод
Сечение,
мм
2
Потери
мощности,
кВт/км
Длительная допустимая токовая нагрузка,
А
Длина линий на 1%
потери напряжения
при полной нагрузке, м
6 кВ 10 кВ
А 25 84 136 210 340
35 96 170 230 380
50 106 215 260 430
70 116 265 290 490
95 130 320 320 540
120 136 375 360 590
АС 16 82 111 190 316
25 85 142 210 348
35 88 175 230 383
50 113 210 253 422
70 125 265 284 472
95 134 330 315 520
120 140 375 353 570
Таблица 2.6
Технико-экономические характеристики одноцепных воздушных линий 20 кВ
Марка
Провод
Сечение,
мм
2
Потери
мощности,
кВт/км
Длительная
допустимая токовая
нагрузка, А
Длина линий на 1%
потери напряжения
при полной нагрузке,
А 25 84 136 685
35 96 170 775
50 106 215 865
70 116 265 980
95 130 320 1080
120 136 375 1190
150 146 440 1270
АС 25 85 142 697
35 88 175 767
50 113 210 845
70 125 265 945
95 134 330 1050
120 140 375 1170
150 149 450 1250
138
м
Таблица 2.7
Технико-экономические характеристики одноцепных воздушных линий 35 кВ
Марка
Провод
Сечение,
мм
2
Потери
мощности,
кВт/км
Длительная
допустимая токовая
нагрузка, А
Длина линий на 1 %
потери напряжения
при полной нагрузке,м
А 50 106 215 1510
70 116 265 1720
95 130 320 1900
120 136 375 2080
150 146 440 2210
185 152 500 2400
240 163 590 2580
АС 50 113 210 1480
70 125 265 1650
95 134 330 1840
120 140 375 2050
150 149 450 2190
185 161 510 2340
240 176 610 2560
Таблица 2.8
Технико-экономические характеристики двухцепных воздушных линий 35 кВ
Марка
Провод
Сечение,
мм
2
Потери
мощности,
кВт/км
Длительная
допустимая токовая
нагрузка, А
Длина линий на 1%
потери напряжения при
полной нагрузке, м
А 70 116 265 1720
95 130 320 1900
120 136 375 2080
150 146 440 2210
185 152 500 2400
240 163 590 2580
АС 70 125 265 1650
95 134 320 1840
120 140 375 2050
150 149 450 2190
185 161 510 2340
240 176 610 2560
139
Допустимая токовая нагрузка проводов марки СИП
Допустимый ток односекунд-
ного короткого замыкания,
не более, кА
самонесущих
изолирован-
ных проводов
Номинальное
сечение основ-
ных жил, мм
Допустимый ток нагрузки, А,
не более
самонесущих
2
изолирован-
ных проводов
защищенных
проводов
20 кВ 35 кВ
16 100 – – 1,5 –
25 130 – – 2,3 –
35 160 200 220 3,2 3,0
50 195 245 270 4,6 4,3
70 240 310 340 6,5 6,0
95 300 370 400 8,8 8,2
120 340 430 460 10,9 10,3
150 380 485 520 13,2 12,9
185 436 560 600 16,5 15,9
240 515 600 670 22 20,6
Технико-экономические характеристики одноцепных
воздушных линий 110 кВ
Марка
Провод
Сечение,
мм
2
Потери
мощности,
кВт/км
Длительная
допустимая токовая
нагрузка, А
Длина линий на 1 %
потери напряжения при
полной нагрузке, м
А 70 116 265 5350
95 130 320 5940
120 136 375 6500
150 146 440 6900
185 152 500 7500
240 163 590 8100
АС 70 125 265 5170
95 134 330 5750
120 140 375 6400
150 149 450 6850
185 161 510 7300
240 176 610 7960
АСО 300 184 690 8700
Таблица 2.9
защищенных
проводов
Таблица 2.10
140
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]