Проектирование системы электроснабжения cтанкостроительного завода (стр. 6 из 8)

К сетям НН подключается большое число потребителей реактивной мощности (РМ). Источниками РМ в этих сетях являются синхронные двигатели и конденсаторные батареи, а недостающая часть покрывается перетоком РМ из сети ВН 10 кВ. Этот переток экономически целесообразно осуществлять только в пределах загрузки трансформаторов, не превышающего принятого в ГОСТе нормативного коэффициента загрузки β_норм.т, т.к. трансформаторы стоят дороже, чем конденсаторы. В этом случае выбор числа цеховых трансформаторов напряжением 10 кВ и оптимальной мощности конденсаторных батарей напряжением ниже 1000 В производится одновременно.

Предварительно принимаем минимально возможное число N₀ цеховых трансформаторов, исходя их предположения, что в сети НН будет осуществлена полная компенсация РМ, т.е. до cosφ_нн =1, а, следовательно, S_см =Р_см:

(53)

гдеР_см – средняя суммарная активная мощность приемников цеха за наиболее загруженную смену с учетом освещения, кВт;

β_норм.т – нормативный коэффициент загрузки цеховых ТП. Значение коэффициента загрузки определяется из условия взаимного резервирования трансформаторов в послеаварийном режиме с учетом допустимой перегрузки оставшегося в работе трансформатора, β_норм.т = 0,7-0,8 – для преобладающих приемников 2-й категории.

Выбор трансформаторов цеховых ТП выполняем по средней мощности Р_см, а не получасовому максимуму Р_м30, т.к. постоянная времени нагрева трансформаторов, в отличие от другого электрооборудования, составляет 2,5…3 ч, следовательно, интервал времени 3Т в среднем равен продолжительности одной рабочей смены Т_см.

Полученное значение N₀ округляем до ближайшего большего числа:

(54)

гдеΔN_т – добавка до ближайшего целого числа.

Окончательное число трансформаторов определяется на основе технико-экономических расчетов. При отсутствии достоверных стоимостных показателей для практических расчетов допускается оптимальное число цеховых трансформаторов определять по формуле:

(55)

где т_т принимается по специальным графикам в зависимости от N_min и ΔN_т.

При окончательном выборе числа цеховых трансформаторов в целом по предприятию принимаются во внимание следующие требования:

– необходимость обеспечения требований к надежности электроснабжения;

– длина КЛ напряжением ниже 1000 В не должна превышать 200 м;

– учет взаимного расположения трансформаторов и питающих линий напряжением 6-10 кВ на генплане предприятия.

Учитывая, что N_опт >N₀, фактический коэффициент загрузки трансформаторов β будет меньше нормативного, т.е. появляется возможность загружать цеховые трансформаторы реактивной мощностью, передаваемой из сети напряжения 6-10 кВ.

Наибольшую РМ, которую целесообразно передать через трансформаторы в сеть НН без превышения предусмотренного β_норм.т, определяется по формуле, кВар:

;(56)

Суммарная мощность конденсаторных батарей напряжением ниже 1000 В составит, квар:

;(57)

Значение Q_НБК уточняется при выборе стандартных комплектных батарей (ККУ). Если оказалось, что Q_НБК <0, поэтому установка КУ на данной подстанции не требуется.

Компенсирующие устройства выбираем для более экономичного варианта, выбранного согласно таблице 12.

Таблица 8 – Выбор цеховых трансформаторов и компенсация реактивной мощности, вариант 1.

№ ТП	Цеха	Рс, кВт	Qс, квар	Sс, кВА	Kз	Sтр.расч, кВА	N, шт	Тип транс-ра	QНБК, квар
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
ТП1	1	677,74	738,74	1002,5	0,80	452	2	ТСЗ-630/10	–
ТП2	2	996,31	1064,3	1457,9	0,73	664	2	ТСЗ-1000/10	–
ТП3	3, 11	254,45	266,77	368,7	0,74	170	2	ТСЗ-250/10	–
ТП4	4	1707,8	1386,3	2199,7	0,69	1139	2	ТСЗ-1600/10	–
ТП5	5	647,73	683,33	941,5	0,75	432	2	ТСЗ-630/10	–
ТП6	6, 8(0,4)	600,74	760,95	709,2	0,89	375	2	ТСЗ-400/10	384
ТП7	7(0,4), 9, 10	386,02	239,65	411,9	0,82	241	2	ТСЗ-250/10	96
ТП8	12	259,37	264,38	370,4	0,74	173	2	ТСЗ-250/10	–

Таблица 9 – Выбор цеховых трансформаторов и компенсация реактивной мощности, вариант 2.

№ ТП	Цеха	Рс, кВт	Qс, квар	Sс, (с учётом КРМ) кВА	Kз	Sтр.расч, кВА	N, шт	Тип транс-ра	QНБК, квар
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
ТП1	1, 3	803,24	741,55	1030,5	0,82	535	2	ТСЗ-630/10	96
ТП2	2, 12	1255,6	1328,7	1693,8	0,85	837	2	ТСЗ-1000/10	192
ТП3	7(0,4), 9, 10	386,02	239,65	422,9	0,85	241	2	ТСЗ-250/10	67
ТП4	4	1707,8	1386,3	2199,7	0,69	1139	2	ТСЗ-1600/10	0
ТП5	5, 11	776,67	797,29	1066,1	0,85	485	2	ТСЗ-630/10	67
ТП6	6, 8(0,4)	600,74	760,95	709,2	0,89	375	2	ТСЗ-400/10	384

На основе [5], выбираем следующие КУ для варианта 2:

Устанавливаем 2 комплектные конденсаторные установки УКМ–0,4–96-48 УЗ напряжением 0,38 кВ, мощностью 96 кВар каждая, с шагом регулирования 48 кВар, с автоматическим регулированием по напряжению в ТП-1. На батареях выставляем мощность по 48кВар.

Устанавливаем 2 комплектные конденсаторные установки УКМ–0,4–96-48 УЗ напряжением 0,38 кВ, мощностью 96 кВар каждая, с шагом регулирования 48 кВар, с автоматическим регулированием по напряжению в ТП-2.

Устанавливаем 2 комплектные конденсаторные установки УКМ–0,4–100-33,3 УЗ напряжением 0,38 кВ, мощностью 100 кВар каждая, с шагом регулирования 33,3 кВар, с автоматическим регулированием по напряжению в ТП-3 и в ТП-5. На батареях выставляем мощность по 33,3 кВар.

Устанавливаем 2 комплектные конденсаторные установки УКМ–0,4–192-48 УЗ напряжением 0,38 кВ, мощностью 192 кВар каждая, с шагом регулирования 48 кВар, с автоматическим регулированием по напряжению в ТП-6.

7.3 Выбор Кабельных линий 10-0,4кВ распредсети предприятия

Выбор площади сечения жил кабелей РС ВН выполняем по экономической плотности тока. Далее выбранные кабели должны быть проверены по техническим условиям, к которым относят:

– продолжительный нагрев расчетным током как в нормальном (I_р.норм), так и в послеаварийном (I_р.ав) режимах;

– потеря напряжения в жилах кабелей в нормальном и послеаварийном режимах;

– кратковременный нагрев током КЗ (после расчета токов КЗ).

Технические и экономические условия приводят к различным сечениям для одной и той же линии. Окончательно выбираем сечение, удовлетворяющее всем требованиям.

Расчетные токи в нормальном и послеаварийном режимах, А:

;(58)

;(59)

Экономическое сечение жил кабелей находим по формуле, мм²:

, (60)

где J_эк– экономическая плотность тока, зависящая от типа проводника (провод или кабель) и значения величины T_М; в нашем случае J_эк =1,4.

Рассчитанное значение площади сечения жил кабелей округляем до ближайшего стандартного.

Проверка кабелей на падение напряжения производится по формуле, %:

;(61)

Допустимое отклонение напряжения на конце кабеля – 5%.

При проверке кабелей по условию длительного нагрева необходимо учесть, что для кабельных линий напряжением U_ном≤10 кВ возможны превышения длительно допустимого тока I_доп при систематических перегрузках в нормальном режиме или авариях, если наибольший ток I_p.норм предварительной нагрузки линии в нормальном режиме был не более 80% от тока I_доп, А:

;(62)

Коэффициент предварительной нагрузки:

;(63)

Для данного значения К_пн и t_М =1 ч находим коэффициент допустимой перегрузки в послеаварийном режиме.

Проверка по условию длительного нагрева в послеаварийном режиме сводится к проверке выполнения условия, А:

,(64)

где K_ав = 1,4.

Принимаем большее сечение, выбранное по условию экономической плотности тока, с учётом минимального сечения , которое составляет 25 мм².

Результаты расчетов сводятся в таблицу 12.

Таблица 10 – Выбор площади сечения жил кабелей сети 10кВ, вариант 1

Линия	Sр,кBА	Кол-волиний	Iр.норм, А	Iр.ав, А	Площадь сечения, мм2			Мар-ка	L, м	Проклад-ка
					по Jэк	по Iдл.доп	принято
1	2	2	3	4	5	6	7	8	9	10
ГПП-ТП1	1002,5	2	29,0	57,9	21	16	3х25	АСБ	220	В траншее
ГПП-ТП2	1828,2	2	52,8	105,7	38	35	3х35	АСБ	200	В траншее
ТП5-ТПЗ	368,66	2	10,7	21,3	8	16	3х25	АСБ	130	В траншее
ГПП-ТП4	2843,1	2	82,2	164,3	59	70	3х70	АСБ	60	В траншее
ГПП-ТП5	1310,2	2	37,9	75,7	27	16	3х25	АСБ	60	В траншее
ТП4-ТП6	969,50	2	28,0	56,0	20	16	3х25	АСБ	70	В траншее
ГПП-ТП7	585,07	2	16,9	33,8	12	16	3х25	АСБ	150	В траншее
ТП2-ТП8	370,36	2	10,7	21,4	8	16	3х25	АСБ	180	В траншее
ГПП-Цех7	2014,1	2	58,2	116,4	42	50	3х50	АСБ	60	В траншее
ГПП-Цех8	1035,3	2	29,9	59,8	21	16	3х25	АСБ	170	В траншее
ТП3-Цех11 (0,4 кВ)	172,08	1	150,2	150,2	107	50	4х95	АВБбшв	90	В траншее
ТП6-Цех8 (0,4 кВ)	197,68	1	102,5	102,5	73	25	4х70	АВБбшв	30	В траншее
ТП7-Цех7 (0,4 кВ)	193,64	1	118,7	118,7	85	35	4х70	АВБбшв	30	В траншее
ТП7-Цех10 (0,4 кВ)	165,96	1	182,1	182,1	130	70	3х120+1х95	АВБбшв	30	В траншее

Таблица 11 – Выбор площади сечения жил кабелей сети 10кВ, вариант 2