4 Разработка схемы электроснабжения предприятия на напряжение выше 1кВ

В соответствии с заданием питание завода осуществляется от подстанции 110/10 кВ. Длина питающей линии от подстанции до РП завода равна 0,5 км. Выполнение питающей линии предусматриваем кабелем марки АП_ВВ прокладку кабеля осуществляем в земле. Мощность короткого замыкания на шинах 110 кВ равна 2450 МВ·А.

На РП предприятия используем вводную и линейную камеры типа КСО-МЭТЗ-210. В камерах устанавливаются вакуумные выключатели типа ВВ/TEL, разъединители: для вводной панели типа РВЗ, для линейной панели типа РВЗ, трансформаторы напряжения с литой изоляцией типа ЗНОЛП и предохранителями ПКН, трансформаторы тока ТПОЛ с 3 вторичными обмотками на вводных панелях и 2 вторичными – на линейных, а также ТЗЛМ-1.

Кабельная сеть предприятия на 10 кВ выполнена кабелями марки АП_ВВ – кабели с алюминиевыми жилами с изоляцией из сшитого полиэтилена, проложенными в воздухе . Кабели прокладываются вдоль зданий и проездов с учетом наименьшего расхода кабеля. Внутри зданий кабельные линии прокладываются непосредственно по конструкциям зданий (открыто, в коробах или трубах, каналах, блоках, туннелях, трубах и т.д.).

Питание двухтрансформаторных подстанций осуществляется по схеме блок линия – трансформатор. На вторичном напряжении таких ТП применяется автоматический ввод резерва. Взаимное резервирование однотрансформаторных подстанций осуществляется при помощи кабельных или шинных перемычек на вторичном напряжении. На подстанциях устанавливаем трансформаторы типа ТМГ11 номинальной единичной 1600кВА и ТМГ12 на 1000кВА и 630кВА.

В соответствии со сказанными выше условиями разработаем 2 схемы электроснабжения предприятия. К дальнейшей разработке принимаем схему электроснабжения предприятия по варианту номер 1 (Рисунок 4.1), т.к. она имеет меньшую суммарную длину линий, обеспечивает более равномерную загрузку секций РП и обладает большей надежностью.

Необходимо выбрать кабели по экономической плотности тока ,а также проверить выбранного сечения по допустимому току нагрева и току нагрева в послеаварийном режиме.

Рассчитаем нагрузки по участкам сети, пересчитав потери в трансформаторах с учетом действительных коэффициентов загрузки трансформаторов.

Коэффициент загрузки трансформатора определяем по выражению:

, (4.1)

где Sр - расчетная полная мощность, приходящаяся на один трансформатор;

Sном – номинальная мощность трансформатора.

(4.2)

где Р_р – расчётная активная нагрузка линии с учётом потерь в трансформаторах.

Q_р – расчётная реактивная нагрузка линии с учётом потерь в трансформаторах.

Для линий от подстанции до РП:

(4.3)

(4.4)

Для линий от РП до цеховых трансформаторов:

Пример расчета для ТП 8:

Для остальных ТП производим аналогичные расчеты и результаты заносим в таблицу 4.1.

Таблица 4.1 – Результаты расчета нагрузок трансформаторов

№ ТП	Nт	Sтном, кВ∙А	βт	∆Pт, кВт	∆Qт, квар	Qнк,квар	Рр,кВт	Qр,квар	Sр,кВ∙А
ТП-1	2	1000	0,67	11,55	58,99	440	1133,74	712,01	1338,78
ТП-2	2	1600	0,73	21,66	126,63	900	2148,81	1344,30	2328,21
ТП-3	1	1600	0,73	10,83	63,32	450	1074,40	1451,74	1164,10
ТП-4	1	1600	0,76	11,68	58,81	300	980,36	404,45	1219,83
ТП-5	1	1600	0,76	11,68	58,81	300	980,36	158,61	1219,83
ТП-6	1	1000	0,75	6,96	35,71	375	633,08	600,32	751,25
ТП-7	1	630	0,58	3,07	15,50	100	331,09	158,61	367,12
ТП-8	2	1000	0,68	11,92	71,52	1400	1224,52	600,32	1363,75

Сечения жил кабеля по экономической плотности тока выбирают согласно условию:

, (4.5)

где I_рл – расчётный ток линии в нормальном режиме работы, А;

, (4.6)

где – расчетная мощность линии.

j_э – экономическая плотность тока, А/мм², принимаем по таблице 3.1, [1] в зависимости от материала проводника и изоляции и числа часов использования максимума нагрузки в год. Для кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена с алюминиевыми жилами и Т_max=4500 ч принимаем j_э=1,7.

Затем выбранное сечение кабеля проверяется по допустимому нагреву максимальным расчетным током или током послеаварийного режима, по условию нагрева при КЗ (по термической стойкости).

Кабели, питающие цеховые однотрансформаторные подстанции, проверяются по нагреву расчетным током, который определяется по формуле:

. (4.7)

где - расчётная нагрузкаi-той линии;

Кабели, питающие цеховые двухтрансформаторные подстанции, проверяются по нагреву максимальным расчетным током, который определяется по формуле:

(4.8)

где - расчётная мощность двухтрансформаторной подстанции с учётом пересчитанных потерь мощности в трансформаторах;

- коэффициент, учитывающий условия прокладки, при нормальных условиях прокладки он равен 1.

- кратность перегрузки, принимается равной =1,2 – для кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена.

Необходимо, чтобы длительный допустимый ток кабеля с учетом конкретных условий прокладки был не менее расчетного максимального тока, то есть:

(4.9)

Сечения жил кабелей, которые в послеаварийных или ремонтных режимах могут работать с перегрузкой (например, двойные сквозные магистрали), выбираются по условию:

(4.10)

- расчетный ток линии в послеаварийном или ремонтном режиме,

Также выбранный кабель должен соответствовать условию равнопрочности:

где I_н – номинальный ток питаемого линией трансформатора.

Пример выбора кабеля оп ПС до РП:

где -нагрузка всего предприятия.

Прокладку кабеля осуществляется в земле, в тоннелях(). Принимаем кабель АП_ВВ 3х185-10 с .

По условию нагрева допустимым током проходит.

= ;

= ;

По условию нагрева током в послеаварийном режиме кабель не проходит.

Для каждой линии примем одножильные кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена:

Этому току соответствует кабель 3хАП_ВВ 1х400-10 с А при прокладке в земле условие выполняется.

Пример выбора кабеля от РП до ТП8 по данным таблицы 4.1:

Рисунок 4.5 – Расчетные нагрузки ТП8.

Прокладку кабеля осуществляется в воздухе по эстакадам. Принимаем кабель АП_ВВ 3х50-10 с .

.

По условию нагрева допустимым током проходит.

По условию нагрева током в послеаварийном режиме проходит.

Проверим по условию равнопрочности:

_{Выбранный кабель отвечает условию равнопрочности.}

Пример выбора кабеля оп РП до ТП4 по данным таблицы 4.1:

Рисунок 4.6 – Расчетные нагрузки ТП4 и ТП5.

Прокладку кабеля осуществляется в воздухе по эстакадам. Принимаем кабель АП_ВВ 3х120-10 с .

.

По условию нагрева допустимым током проходит.

Проверим по условию равнопрочности:

_{Выбранный кабель отвечает условию равнопрочности.}

Выбор остальных кабелей выполняем аналогично примерам. Результаты выбора кабелей сводим в таблицу 4.2.

Таблица 4.2 – Расчетные токи линий

Номер линии	Начало линии	Конец линии	Длина линии, м	, кВА	, А	, А
Л1	п/cт	РП 1с	500	5824,35	336,27	560,48
Л2	п/cт	РП 2с	500	5824,35	336,27	560,48
Л3	РП 1с	ТП1	121	1025,65	59,22	120,31
Л4	РП 1с	ТП2	28	1622,62	93,68	190,57
Л5	РП 1с	ТП4	160	3197,99	184,64	184,64
Л6	РП 1с	ТП8	328	1273,24	73,51	148,71
Л7	РП 2с	ТП1	121	1025,65	59,22	120,31
Л8	РП 2с	ТП2	28	1622,62	93,68	190,57
Л9	РП 2с	ТП3	75	1622,62	93,68	93,68
Л10	РП 2с	ТП6	164	1706,89	98,55	98,55
Л11	РП 2с	ТП8	328	1273,24	73,51	148,71
Л12	ТП4	ТП5	73	1599,00	92,32	92,32
Л13	ТП6	ТП7	78	478,45	27,62	27,62

Таблица 4.3 – Результаты выбора кабелей выше 1 кВ

Линия	Iрл,А		Сечение кабеля ,мм2			Марка и сечение принятого кабеля	Iдоп, А
			По экономической плотности тока	По максимальному расчетному току	По равнопрочности
Л1	336,29	479,05	185	3х400	-	3xАПвВ 400-10	541
Л2	336,29	479,05	185	3х400	-	3xАПвВ 400-10	541
Л3	59,22	100,25	35	50	35	АПвВ 3х50-10	159
Л4	93,68	158,81	50	50	35	АПвВ 3х50-10	159
Л5	184,64	184,64	120	70	35	АПвВ 3х120-10	291
Л6	73,51	123,93	50	50	35	АПвВ 3х50-10	159
Л7	59,22	100,25	35	50	35	АПвВ 3х50-10	159
Л8	93,68	158,81	50	50	35	АПвВ 3х50-10	159
Л9	93,68	93,68	50	50	35	АПвВ 3х50-10	159
Л10	98,55	98,55	50	50	35	АПвВ 3х50-10	159
Л11	73,51	123,93	50	50	35	АПвВ 3х50-10	159
Л12	92,32	92,32	50	50	35	АПвВ 3х50-10	159
Л13	27,62	27,62	35	50	35	АПвВ 3х50-10	159