Курсовая Иванов

3. Проектирование схемы внешнего электроснабжения

3.1. Выбор рационального напряжения связи предприятия с электроэнергетической системой (ЭЭС)

Т.к. согласно исходным данным используется для питания предприятия напряжение 35 или 110 кВ, то целесообразно установить ГПП 35/6 или ГПП

110/6 кВ.

Выбор желаемого напряжения ЛЭП или кабельной линии произведем по формуле Илларионова:

	Uном	1000				1000			68, 23 кВ ,	(3.1)
		500 / l 2500 / Р				500 / 9 2500 /15, 7

где l = 9 км – длина линии, Р = 31,4/2 = МВт – передаваемая активная мощность по одной из двух цепей питающей линии в нормальном режиме (см.

табл.2.6).

Поскольку питание может быть осуществлено от подстанции энергосистемы на напряжении 35 или 110 кВ, то выбираем стандартное значение номинального напряжения (запитываем предприятие на напряжении 110 кВ):

Uном = 110 кВ.

3.2. Определение расчетной мощности на границе балансового разграничения с энергосистемой

В соответствии с п.8.14 [17] выбор мощности трансформаторов ГПП следует производить по математическому ожиданию расчетной нагрузки на границе балансового разграничения с энергосистемой. Данные расчетные величины представлены в табл. 2.6.

3.3. Определение мощности средств компенсации реактивной мощности (КРМ)

В начале линии 110 кВ коэффициент реактивной мощности tgφ меньше предельного tgφпред = 0,5 для сетей 110 кВ, следовательно, достаточно ККУ в сети 0,4 кВ, определенных в п. 2.4.

3.4. Выбор мощности трансформаторов ГПП с учетом мощности устанавливаемых средств КРМ

Математическое ожидание полной расчетной нагрузки определено в табл. 2.6. Мощность трансформаторов ГПП выбирается по формуле

			Лист
Изм. Кол.уч. Лист № док Подп. Дата	140211.65 ПЗ
	22

			Sт	S p
				Кз nт , МВА,
	где S p - математическое ожидание полной расчетной нагрузки, кВА; Кз - ко-
	эффициент загрузки трансформаторов; nт – число трансформаторов.
			Sт 33377,3	23840,9 кВА.
			0,7 2
	Таким образом, можно выбрать два трансформатора ТДН-25000/110.
	3.5. Разработка схем ввода электроэнергии на территорию
	предприятия с выбором места расположения ГПП или ЦРП
	Намечаем возможные схемы внешнего электроснабжения. Аппаратура и
	оборудование подстанций (ГПП, ПГВ, РП) выбирается ориентировочно, исхо-
	дя из рассчитанной электрической нагрузки предприятия. Возможные схемы
	ввода электроэнергию на территорию завода представлены на рис.3.1 и
	рис.3.2.
	Для предприятий большой мощности целесообразней применить схему
	(рис.3.2) с установкой ГПП, и, поскольку имеется возможность установки
	ГПП при питании от сети напряжением 110 кВ, поэтому для электроснабже-
	ния завода применяем схему (рис.3.2) при питании от напряжения 110 кВ (ВН
	подстанции энергосистемы). ГПП 110/6 кВ устанавливаем в ЦЭН предприятия
	(см. чертежи).
				6 кВ
				1
				2
				3
				6 кВ
		Рис.3.1 Схема питания предприятия от энергосистемы при напряжении
			6 кВ; 1 - электростанции или подстанции энергосистемы;
			2 - линия электропередачи (воздушная или кабельная);
			3 - распределительная подстанция предприятия.
				Лист
				140211.65 ПЗ
Изм.	Кол.уч. Лист № док	Подп.	Дата	23

110 кВ

1

2

3

6 кВ

6 кВ

Рис.3.2 Схема питания предприятия от энергосистемы при напряжении

110 кВ; 1 - подстанция энергосистемы;

2 - ЛЭП 110 кВ;

3 - ГПП предприятия.

3.6. Определение результирующей нагрузки на границе

балансового разграничения с энергосистемой при учете потерь

в трансформаторах ГПП

Потери мощности в трансформаторах двухтрансформаторной ГПП дос-

таточно точно можно определить по выражениям:

P 2 РХ

РК

Sр

2

120

33377,3

2

2 27

166, 42 кВт;

2

Sном

2

25000

Q 2

I S

UК% Sр 2

2

0, 7 25000

10,5

33377,3 2

Х ном

2809,12 кВар.

100

2

100 S

100

2 100 25000

ном

Тогда расчетная полная мощность предприятия со стороны высшего напряжения

трансформаторов ГПП будет равна:

SГПП

(Рр Р)2 (Qр Q)2 ,

SГПП

(31200,55 166, 42)2 (11856, 21 2809,12)2

31366,972

14665,332 34625,98 кВА.

Лист

140211.65 ПЗ

Изм.

Кол.уч.

Лист № док

Подп.

Дата

24

3.7. Выбор сечения линии связи предприятия с ЭЭС

Определяем сечения линий связи предприятия с ЭЭС. В режиме максимальных нагрузок:

IM			SM			34625,98				91 А.
			3 Uном					3 110
2						2

В послеаварийном режиме:

IM(пав)			SM		34625,98			182 А.
			Uном				110
3					3

В соответствии с нормами технологического проектирования (1-я редакция) НТП ЭПП-94 пунктом 7.9.1 для 2-сменных предприятий (в нашем случае) Tм следует принимать 3600 ч.

Сечения проводов ЛЭП и сечения кабелей в сетях выше 1000 В выбираются по экономической плотности тока, соответствующее режиму максимальных нагрузок:

Sэк		IМ	,	(3.8)
		jэк

где IМ – расчетный ток одной линии в нормальном режиме работы, т.е. увеличение тока в послеаварийных и ремонтных режимах сети не учитывается;

jэк – экономическая плотность тока для заданных условий работы.

По [1, табл.1.3.36] для алюминиевых неизолированных проводов эконо-

мическая плотность тока равна:

jэк = 1,1 А/мм2.

По формуле (3.8) находим:

Sэк 1,191 83 мм2 .

Ближайшее стандартное для 110 кВ сечение (с учетом условия коронирования) – 95 мм2. По [9] выбираем сталеалюминиевый провод АС-95 с допустимым током нагрузки 330А.

Фактический длительный ток нагрева в послеаварийном режиме (когда отключается одна из параллельных цепей) равен 182 А, следовательно выбранное сечение проходит по допустимому току нагрева в рабочих режимах:

182 < 330 А.

Проверке по потерям напряжения воздушные линии 35 кВ и выше не подлежат, так как повышение уровня напряжения путем увеличения сечения проводов по сравнению с применением на понижающих подстанциях трансформаторов с РПН, экономически не оправдано [13].

			Лист
Изм. Кол.уч. Лист № док Подп. Дата	140211.65 ПЗ
	25

4. Проектирование схемы канализации электроэнергии по территории предприятия

4.1. Построение картограммы электрических нагрузок цехов и обособленных подразделений предприятия

В целях экономии металла и электроэнергии важно, чтобы трансформаторные и преобразовательные подстанция всех мощностей и напряжений (6- 10, 35, 110-220 кВ) располагались возможно ближе к центру питаемых ими групп нагрузок.

Координаты центра электрических нагрузок (ЦЭН) определяются из соотношений

		n				n
		pi xi				pi yi
x		i 1	,	y		i 1		,	(4.1)
0		n		0		n
		pi				pi
		i 1				i 1
где рi-мощность i-го электроприемника, хi							и уi - его координаты (оси ординат
можно наносить на план цеха или завода произвольно).

При нахождении ЦЭН предприятия под рi подразумевают расчетную нагрузку i-го цеха, а под хi и уi – координаты ЦЭН i-го цеха. Т.к. ЦЭН каждого цеха не рассчитываются, то приближенно полагаем, что ЦЭН каждого цеха расположен в геометрическом центре плоской фигуры цеха.

Для наглядного представления распределения нагрузок по территорий завода и выбора мощности и типа ТП и РП, применяем картограмму нагрузок, которая представляет собой размещенные на генплане предприятия окружности, причем площади ограниченные этими окружностями, в выбранном масштабе равны расчетным нагрузкам цехов. Дня каждого цеха наносим свою окружность, центр которой совпадает с ЦЭН цеха. Радиус окружности опреде-

ляется из выражения
r		Pmi	,		(4.2)
i		m

где Pmi - расчетная нагрузка i-го цexa; m – масштаб для определения площади круга (постоянный для всех цехов предприятия).

Силовую нагрузку до и выше 1000 В изобразим отдельными кругами. Поскольку устанавливаем ГПП 110/6 кВ, то считать ЦЭН всего предпри-

ятия целесообразно, и поэтому ГПП установим непосредственно в ЦЭН предприятия.

Произведем расчет радиусов и диаметров окружностей, характеризующих величины нагрузок соответствующих цехов, а также ЦЭН (табл. 4.1).

			Лист
Изм. Кол.уч. Лист № док Подп. Дата	140211.65 ПЗ
	26

Таблица 4.1 Расчет радиусов и диаметров окружностей, характеризующих величины нагрузок соответствующих цехов и ЦЭН предприятия

							Qр,
	№ цеха			Рр, кВт			кВар		Xi	Yi		PiXi			PiYi			QiXi			QiYi			m			Ri			Di
1			2			3			4	5	6			7			8			9			10			11			12
									140	410
	1			1999,54			1482,27					279935,6			819811,4			207517,8			607730,7			0,7			30,16			60,32
									475	450
	2			2707,48			1846,1					1286053			1218366			876897,5			830745			0,7			35,1			70,2
									310	365
	3			133,62			105,99					41422,2			48771,3			32856,9			38686,35			0,7			7,8			15,6
									145	195
	4			356,38			200,39					51675,1			69494,1			29056,55			39076,05			0,7			12,73			25,46
									295	250
	5			841,99			461,75					248387,1			210497,5			136216,25			115437,5			0,7			19,57			39,14
									400	245
	6			1072,67			585,09					429068			262804,2			234036			143347,1			0,7			22,09			44,18
									550	255
	7			457,43			291,97					251586,5			116644,7			160583,5			74452,35			0,7			14,43			28,86
									550	170
	8			194,54			223,07					106997			33071,8			122688,5			37921,9			0,7			9,41			18,82
	Цех разделения								140	410
	воздуха №1: СД
				832			0					116480			341120			0			0			0,7			19,46			38,92
	Цех разделения								475	450
	воздуха №1: СД
				1950			0					926250			877500			0			0			0,7			29,79			59,58
	Цех разделения								310	365
	воздуха №1:
	блок Т-Д
				7312,5			3510					2266875			2669063			1088100			1281150			0,7			57,68			115,36
	Цех разделения								145	195
	воздуха №1:
	блок Т-Д
				8125			3900					1178125			1584375			565500			760500			0,7			60,8			121,6
	Компрессорный								295	250
	цех №3: СД
				3900			0					1150500			975000			0			0			0,7			42,12			84,24
	Насосная обо-								400	245
	ротного водо-
	снабжения №4:
	СД
				1638			0					655200			401310			0			0			0,7			27,3			54,6
	Центральная								550	255
	котельная №6:
	СД			624			0					343200			159120			0			0			0,7			16,85			33,7
	Центральная								550	170
	котельная №6:
	СД			1638			0					900900			278460			0			0			0,7			27,3			54,6
	ИТОГО		33783,2			12606,6					10232654			10065408			3453453			3929047
	Координаты ЦЭН предприятия										302,892			297,942			273,939			311,67
												Xp			Yp			Xq			Yq

Картограмма электрических нагрузок предприятия представлена на чертеже №1.

Объединим цеха предприятия в группы и наметим ориентировочно расположение цеховых трансформаторных подстанций для этих групп цехов (чертеж №1).

			Лист
Изм. Кол.уч. Лист № док Подп. Дата	140211.65 ПЗ
	27

Место установки ГПП 110/6 кВ целесообразно расположить в ЦЭН к заводу от энергосистемы (чертеж №1).

Определим месторасположение цеховых подстанций. В данном пункте необходимо распределить цеховую нагрузку по 7-ми трансформаторным подстанциям ТП-1 – ТП-6 (шесть 2 х 1000 кВА).

Распределяем нагрузку цехов по трансформаторным подстанциям и находим для каждой место для установки, исходя из ЦЭН для данной группы цехов (табл.табл.4.2-4.4).

Таблица 4.2 Расчет ЦЭН группы цехов (ТП-1,2)

			Qр,
№ цеха	Рр, кВт		кВар			Xi			Yi		PiXi	PiYi	QiXi	QiYi	m	Ri	Di
1	2	3			4			5			6	7	8	9	10	11	12
						475			450
2	2707,48		1846,1								1286053	1218366	876897,5	830745	0,7	35,1	70,2
ИТОГО	2707,48	1846,1									1286053	1218366	876897,5	830745
С учетом
ККУ	2707,48	1726,1
Координаты ЦЭН группы цехов											475	450	475	450
											Xp	Yp	Xq	Yq
Таблица 4.3 Расчет ЦЭН группы цехов (ТП-3,4)
			Qр,
№ цеха	Рр, кВт		кВар			Xi			Yi		PiXi	PiYi	QiXi	QiYi	m	Ri	Di
1	2	3			4			5			6	7	8	9	10	11	12
						140			410
1	1999,54		1482,27								279935,6	819811,4	207517,8	607730,7	0,7	30,16	60,32
						310			365
3	133,62		105,99								41422,2	48771,3	32856,9	38686,35	0,7	7,8	15,6
						145			195
4	356,38		200,39								51675,1	69494,1	29056,55	39076,05	0,7	12,73	25,46
ИТОГО	2489,54	1788,65									373032,9	938076,8	269431,25	685493,1
С учетом
ККУ	2489,54	1668,65
Координаты ЦЭН группы цехов											149,84	376,807	150,634	383,25
											Xp	Yp	Xq	Yq
Таблица 4.4 Расчет ЦЭН группы цехов (ТП-5,6)
			Qр,
№ цеха	Рр, кВт		кВар			Xi			Yi		PiXi	PiYi	QiXi	QiYi	m	Ri	Di
1	2	3		4				5			6	7	8	9	10	11	12
5	841,99		461,75			295			250		248387,1	210497,5	136216,25	115437,5	0,7	19,57	39,14
6	1072,67		585,09			400			245		429068	262804,2	234036	143347,1	0,7	22,09	44,18
7	457,43		291,97			550			255		251586,5	116644,7	160583,5	74452,35	0,7	14,43	28,86
8	194,54		223,07			550			170		106997	33071,8	122688,5	37921,9	0,7	9,41	18,82
ИТОГО	2566,63	1561,88									1036039	623018,1	653524,25	371158,8
С учетом
ККУ	2566,63	1441,88
Координаты ЦЭН группы цехов											403,657	242,738	418,422	237,64
											Xp	Yp	Xq	Yq

			Лист
Изм. Кол.уч. Лист № док Подп. Дата	140211.65 ПЗ
	28

	4.2. Разработка вариантов схем канализации электроэнергии на
	предприятии с учетом требований по резервированию электр о-
	снабжения, как по высокому, так и низкому напряжению
	Вариант 1.
	Применим радиальную схему питания цеховых ТП (рис.4.2) с глухим при-
	соединением ТП к шинам ГПП.
	Вариант 2.
	Применим магистральную схему питания цеховых ТП (рис.4.3).
			Шины ГПП 10 кВ	Шины ГПП 10 кВ
	КЛ L=200 м	КЛ L=190 м	КЛ L=170 м КЛ L=200 м КЛ L=180 м КЛ L=170 м	КЛ L=170 м КЛ L=180 м КЛ L=200 м	КЛ L=170 м КЛ L=190 м	КЛ L=200 м
				ТП-1
				ТП-2
				ТП-3
				ТП-4
				ТП-5
				ТП-6
				Рис.4.2
						Лист
				140211.65 ПЗ
Изм.	Кол.уч. Лист № док	Подп.	Дата			29

Шины ГПП 10 кВ

Шины ГПП 10 кВ

КЛ L=200 м

КЛ L=200 м

КЛ L=20 м

КЛ L=200 м

КЛ L=170 м

КЛ L=170 м

КЛ L=115 м

КЛ L=130 м

ТП-1

ТП-2

ТП-3

ТП-4

ТП-5

ТП-6

Рис.4.3

4.3. Выбор параметров схем канализации электроэнергии на предприятии

4.3.1. Выбор кабелей, питающих ЦТП

В соответствии с «Указаниями по расчету электрических нагрузок» Тяжпромэлектропроекта [17], постоянные времени нагрева То 30 мин - для кабелей напряжением 6 кВ и выше, питающих цеховые трансформаторные подстанции и распределительные устройства. Расчетная мощность для этих элементов определяется при Кр = 1. Следовательно, Рр = Кр Ки Рн= Ки Рн, кроме того, учитывается и осветительная нагрузка (нагрузки для выбора кабелей представлены в таблице ниже).

Произведем выбор питающих кабельных линий 6 кВ. Расчетный ток кабеля:

Iр				Sр		,	(4.3)
				Uном.
	3				n

где n – число линий; Sp – полная расчетная электрическая нагрузка на четвертом уровне электроснабжения, кВА; Ip – расчетный ток линии, А; Uном – номинальное напряжение линии, кВ.

Лист

140211.65 ПЗ

Изм. Кол.уч. Лист № док Подп.

Дата

30

Для питающей кабельной линии (от ТП-1) по формуле (4.3) определяем расчетный ток кабеля:

1605, 45

Iр 154, 67 А.

3 6 2

Сечение воздушных и кабельных линий выбирается по экономической плотности тока [1]. Экономически целесообразное сечение F, мм2, определяется из выражения:

I

Fэк j р , (4.4)

эк

где Iр – расчетный ток установки, А; jэк – нормированное значение экономической плотности тока, А/мм2, принимается по [1, табл.1.3.36]. Для кабелей с бумажной и поливинилхлоридной изоляцией jэк = 1,4.

Полученное сечение округляется до ближайшего стандартного сечения. Расчетный ток должен соответствовать условиям нормальной работы, при его определении не следует учитывать увеличение тока при аварийных ситуациях и ремонтах сети.

Таким образом, для ТП-1:

Fэк 154,67 110 мм2. 1,4

Выбираем 2 кабеля для питания двухтрансформаторной подстанции ти-

па ААШвУ 3 150мм2 с допустимым током Iдоп = 240 А [1, табл.1.3.16]. Полученное по jэк сечение кабеля или провода проверяется по нагреву

расчетным током Iр

kпрокл Iдоп Iр ,

(4.5)

где Iдоп – допустимый ПУЭ длительный ток для проводов и кабелей; kпрокл учитывает условия прокладки: температуру окружающей среды и число па-

раллельно проложенных кабелей [1]. Учитывая, что в траншее для одной двухтрансформаторной подстанции прокладывается не менее двух кабелей, то

поправочный коэффициент kпрокл = 0,9. Таким образом, по формуле (4.5):

0,9 ∙300 А 154,67 А;

270 А 154,67 А.

Условие выполняется.

При питании подстанции двумя линиями при отключении одной из них оставшаяся в работе должна быть проверена на допустимый нагрев с учетом возможной послеаварийной перегрузки линии Iр.авар:

kпрокл kперегр Iдоп Iр.авар ,

(4.6)

где kперегр – коэффициент допустимой ПУЭ послеаварийной перегрузки. Таким образом, по формуле (4.6):

0,9 ∙ 1,2 ∙ 300 А 309,34 А;

324 А 309,34 А.

			Лист
Изм. Кол.уч. Лист № док Подп. Дата	140211.65 ПЗ
	31