Проектирование электрических сетей 10 кВ дополнительного производства ОАО «Красноярский машиностроительный завод»

Наиболее экономичным типом с точки зрения расхода проводникового материала (цветного металла) и потерь электроэнергии в питающих сетях является внутрицеховая трансформаторная подстанция. Располагаются такие подстанции между опорными колоннами, либо около внутренних или наружных стен здания внутри цеха. К недостаткам применяемых внутрицеховых подстанций относится то, что они занимают дефицитную площадь цеха.

Выбор числа и мощности трансформаторной КТП обусловлен величиной и характером электрической нагрузки. При выборе числа и мощности трансформаторов следует добиваться экономически целесообразного режима их работы, обеспечения резервирования питания электроприемников при отключении одного из трансформаторов, стремиться к однотипности трансформаторов; кроме того, должен решаться вопрос об экономически целесообразной величине реактивной нагрузки, передаваемой в сеть напряжения до 1 кВ.

Количество комплектных ТП влияет на затраты распределительных устройств 6-20 кВ, внутризаводские и цеховые электрические сети.

Однотрансформаторные подстанции применяются при наличии централизованного сервера и при взаимном резервировании трансформатора по линиям низшего напряжения соседних ТП для потребителей 2 категории, при наличии в сети 380-660 В небольшого количества (20%) потребителей 1 категории при соответствующем построении схемы, а также для потребителей 3 категории при наличии централизованного резерва.

Двухтрансформаторные подстанции рекомендуется применять:

- при преобладании потребителей 1 категории;

- для сосредоточенной цеховой нагрузки и отдельно стоящих объектов общезаводского назначения (насосные и компрессорные станции).

Комплектные ТП с числом трансформаторов более двух экономически нецелесообразны и применяются в виде исключения при надлежащем обосновании[21].

 

2.1 Методика выбора числа и мощности трансформаторов комплектных трансформаторных подстанций

 

Выбор числа и мощности трансформаторов КТП производится на основании следующих исходных данных:

• расчетная нагрузка КТП за наиболее загруженную смену, кВА;
• величина реактивной нагрузки, кВАр;
• коэффициент загрузки в нормальном режиме Кз;
• коэффициент нагрузки в аварийном режиме Кав;
• допустимое число типогабаритов трансформаторов.

Следует иметь в виду, что при нагрузки в цехе меньшей 400 кВт целесообразно решить вопрос о ее объединении с нагрузкой рядом расположенного цеха, в остальных случаях (Рр > 400 кВт) в цехе рационально устанавливать собственную ТП.

Выбрав экономически целесообразную мощность трансформатора (трансформаторов) определяется необходимое количество таких трансформаторов для питания наибольшей активной нагрузки.

Произведем расчет для первой КТП:

 

,                                                                    (19)

 

где - расчетная активная нагрузка данной группы трансформаторов за наиболее загруженную смену от низковольтных потребителей, кВт;

Kздоп - коэффициент загрузки трансформаторов;

Sнт - принятая, исходя из удельной плотности нагрузки, номинальная мощность одного трансформатора, кВА.

Экономически оправданная величина реактивной мощности, которую целесообразно передать со стороны 6-10 кВ в сеть напряжением до 1 кВ без увеличения числа и мощности трансформатора КТП определяется, как разница между полной мощностью, передачу которой может обеспечить КТП, и обязательной к передаче активной мощностью нагрузки, кВАр:

 

 

,                                    (20)

 

где Q1Р - наибольшая реактивная мощность, которую целесообразно передавать в сеть напряжения до 1 кВ через трансформаторы;

Sнт - номинальная мощность трансформаторов цеховой ТП.

Величина Q1р является расчетной, поэтому в общем случае допустимая реактивная нагрузка трансформаторов Q1 не равна ей.

Если при этом оказывается, что Q1р > Q’р то на КТП компенсацию реактивной мощности выполнять не имеет смысла и, следовательно, реактивная нагрузка КТП равна расчетной реактивной нагрузке потребителей стороны низкого напряжения.

В противном случае (Q1р < Q’р) требуется установка на стороне низкого напряжения КТП дополнительных источников реактивной мощности. Чаще всего для этих целей применяются батареи конденсаторов (БК). Мощность устанавливаемых БК может быть определена как

 

,                                           (21)

 

где Q’p - суммарная расчетная реактивная нагрузка ниже 1 кВ за наиболее загруженную смену;

Q1Р - наибольшая реактивная мощность, которую целесообразно передавать в сеть напряжения до 1 кВ через трансформаторы.

По рассчитанному значению Qбк определяется величина ближайшей стандартной мощности БК.

Т.к. баланс получился меньше нуля, то установка средств КРМ на сторон ВН не требуется.

Для остальных КТП расчет аналогичен. Результаты расчета сведем в таблицу 4.

 

Таблица 4 - Выбор трансформаторов на подстанциях

 

№  КТП	Наименование цеха	P'р, кВт	Q'р, кВт	Sнн, кВА	n, шт	Кз	Кпер	Q1р, кВА	Qк, кВАр	Тип тр-ра
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1	1+3	1092,1	766	1358	2	0,68	1,36	811	-45	ТМЗ-1000
2	2+5+6	1205,9	993	1581	2	0,5	0,99	1052	-59	ТМЗ-1600
3	4+8+9	1001,9	867	1334	2	0,67	1,33	890	-23	ТМЗ-1000
4	7	944,2	995	1374	2	0,69	1,37	1006	-11	ТМЗ-1000

Для всех КТП коэффициенты перегрузки соответствуют требованию.

 

При определении нагрузки линий электропередач, питающих КТП необходимо учитывать потери активной и реактивной мощности в трансформаторах:

 

, (22)

 

 

,                                              (23)

 

 

 ;    

 

  кВар;

 

 

 ;   

 

  кВар;

 

;    

 

 

 кВар.

 

Нагрузка на стороне высокого напряжения КТП определяется из соотношения:

 

,                          (24)

 

,                            (25)

 

,    (26)

 

,                         

 

,

 

,   

 

 

 

,                           

 

,   

 

,                         

 

,                           

 

.  

 

Расчеты потерь и мощности по формулам 22…26 сведены в таблицу 5.

 

Таблица 5  – Потери мощности

 

№ КТП	ΔPхх, кВт	ΔPкз, кВт	Iхх,%	Uкз,%	ΔPт, кВт	ΔQт, кВар	ΔSт, кВА	Pр+ΔPт, кВт	Qр+ΔQт, кВар	Sр, кВА
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1	1,9	10,8	1,2	5,5	13,76	74,72	76	1105,9	840,7	1389
2	2,65	16,5	1	6	13,36	78,87	80	1219,3	1072	1624
3	1,9	10,8	1,2	5,5	13,41	72,94	74	1015,3	940	1384
4	1,9	10,8	1,2	5,5	14	75,92	77	958,2	1071	1437

 

 

3 Разработка  вариантов схем канализации электроэнергии  на               предприятии с учетом требований  по резервированию электроснабжения

 

Вариант 1.

Применим радиальную схему питания КТП (рисунок 2) с глухим присоединением КТП к шинам ИП.

Вариант 2.

Применим лучевую схему питания КТП (рисунок 3).

 

Рисунок 2 – Первый вариант схемы

 

Рисунок 3 – Второй вариант схемы

 

4 Выбор кабелей, питающих КТП

 

Сечение кабелей напряжением 10 кВ определяется по экономической плотности тока и проверяется по допустимому току кабеля в нормальном режиме работы с учетом условий его прокладки, по току перегрузки, потере напряжения в послеаварийном режиме и термической стойкости к токам короткого замыкания.

Условие выбора по току:

 

                                                                                    (27)

где - мощность, которая должна передаваться по кабельной линии в нормальном режиме.

 

 

 

Рассчитаем для участка цепи 0-1 первого варианта.

Сечение кабельной линии определяется по экономической плотности тока как:

 

 мм2,                                                                        (28)

 

где - экономическая плотность тока[24], зависящая от типа кабеля и продолжительности использования максимума нагрузки, постоянные времени нагрева Тм ³ 30 мин - для кабелей напряжением 6 кВ и выше, питающих цеховые трансформаторные подстанции и распределительные устройства.

По результату расчета по таблице 1.3.16 [1] выбирается кабель, имеющий ближайшее меньшее стандартное сечение по отношению . При выборе типа исполнения кабеля должны учитываться условия окружающей среды. Для выбранного кабеля по таблицам из справочников находят длительно допустимый ток.

Под послеаварийным режимом кабельной линии будем понимать режим, когда выходит из строя одна из двух кабельных линий, питающих потребителей 1-ой и 2-ой категории. При этом нагрузка на линию удваивается:

Iав = 2Iрк40,1=80,2 А,                                                                         (29)

 

Потери напряжения в кабельной линии:

 

 

 ,                                       (30)

 

где , - расчетные активная и реактивная нагрузки;

, - удельные активное и индуктивное сопротивления кабеля[22].

Потери активной и реактивной мощности при максимальной нагрузке определяются по формулам:

 

ΔР =3I2рабrудnL10-3 кВт,   (31)

 

 

ΔQ=3I2рабxудnL*10-3 кВАр,(2)

 

По годовой передаче электроэнергии и максимальной активной мощности рассчитывается число часов максимальной нагрузки Тм [14]:

 

 часов,                                                              (33)

 

Число часов максимальных потерь электроэнергии является функцией от числа часов максимальной нагрузки:

 

,                                   (34)

 

Потери электроэнергии равны:

 

 кВт·ч/год                                    (35)

Расчет для остальных участков аналогичен.Расчет питающих сетей по формулам 28…35 сведены в таблицу 6.

 

Таблица 6 - Расчет кабельных линий

 

№	L, м	Sрк, А	Iр, А	Fэ	Тип кабеля	Iдоп А	Iав, А	R0, Ом/м	X0, Ом/м	ΔU, %	ΔUдоп%	кВт	, кВар		МВт·ч/год
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14		15
Вриант 1
1	258	1389	40,1	28,64	ААШв 3 х 35	115	80,2	0,89	0,095	1,4	< 5	2,22		0,2	26,441
2	242	1624	46,9	33,5	ААШв 3 х 35	115	93,8	0,89	0,095	2,9	< 5	2,84		0,3	27,102
3	1200	1384	40	28,57	ААШв 3 х 35	115	80	0,89	0,095	4,3	< 5	10,3		1,1	74,132
4	173	1437	41,5	29,64	ААШв 3 х 35	115	83	0,89	0,095	1,7	< 5	1,5		0,2	25,813
Итого:												16,9		1,8	153,5
Вариант 2
2-1	93	1389	40,1	28,64	ААШв 3 х 35	115	80,2	0,89	0,095	1,4	< 5	7,99		1,9	23,219
3-2	225	3013	87	62,14	ААШв 3 х 95	205	174	0,326	0,083	2,1	< 5	3,33		0,8	4,334
0-3	1200	5834	168	120,3	ААШв 3 х 185	355	336	0,167	0,077	4,6	< 5	33,9		16	18,8
3-4	164	1437	41,5	29,64	ААШв 3 х 35	165	83	0,89	0,095	1,7	< 5	1,51		0,2	5,51
Итого:												46,8		18	51,858