Размещено на http://www.allbest.ru

						КР-206807 6-13.03.01-05-2015
Изм.	Кол.уч.	Лист	№док	Подп.	Дата
Выполнил	Адининсков,М.А			Электрические сети	Стадия	Лист	Листов
Проверил	Кущ Л.Р.				У	1	50
					ВолгГАСУ ТиТ-1-13
Утвердил

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«Волгоградский государственный архитектурно-строительный университет»

Кафедра «Энергоснабжения и теплотехники»

Пояснительная записка к курсовой работе на тему

Проектирование электрических сетей промышленного предприятия

ВВЕДЕНИЕ

Электрической сетью называется устройство, соединяющее источники питания с потребителями электроэнергии. От свойств и работы электрической сети зависит качество электроснабжения потребителей. К электрическим сетям предъявляются определённые технико-экономические требования. Поэтому электрические сети должны тщательно рассчитываться, специально проектироваться и квалифицированно эксплуатироваться.

Основным назначением электрических сетей является электроснабжение потребителей. Под этим обычно понимают передачу электроэнергии от источников питания и распределение её между потребителями.

Электроэнергетика, определяющая электровооруженность труда, принадлежит к ведущим отраслям индустрии и имеет опережающее развитие, что является основой технического прогресса промышленности и повышения уровня всего общественного производства. Электроэнергия является наиболее универсальным видом энергии. Широкое применение электроэнергии во всех отраслях промышленности объясняется относительной простотой ее производства, передачи, распределения между потребителями и легкостью превращения в другие виды энергии. Развитие электроэнергетики в нашей стране идет по пути создания больших энергосистем и централизованной выработки электроэнергии на базе крупных тепловых (в том числе атомных) и гидравлических станций, что наиболее эффективно в технико-экономическом отношении. Мощность энергосистем непрерывно растет, и эта тенденция развития энергетики будет сохраняться и в будущем. электрический сеть электроснабжение напряжение

Развитие энергетики России, усиление связей между энергосистемами требует расширения строительства электроэнергетических объектов, в том числе электрических сетей напряжением 110 кВ переменного тока..

Электрическая сеть является существенным звеном в цепи электроснабжения потребителей и поэтому влияет на изменение показателей качества электроэнергии. Практически важно, чтобы электроэнергия доставлялась потребителям с допустимыми показателями ее качества, например, при соответствующих величинах напряжений. При этом также не следует предъявлять чрезмерные требования. Снижение влияния сети или мероприятия по улучшению показателей качестве электроэнергии могут обходиться достаточно дорого. Поэтому экономически более обоснованным обычно является изготовление электроприемников, допускающих некоторые отклонения показателей качества энергии от номинальных значений. Эти приемлемые отклонения должны обеспечиваться экономически обоснованными путями. В частности, это относится к выбору параметров элементов сети и применению дополнительных устройств, позволяющих улучшать указанные показатели до приемлемых значений. Наконец, электрическая сеть как любое инженерное сооружение должна быть экономичной. При этом требование экономичности должно обеспечиваться при условии выполнения указанных выше технических требований. Это значит, что должны приниматься наиболее совершенные технические решения, должно обеспечиваться более полное и рациональное использование применяемого оборудования, за работой электрической сети должен осуществляться систематический контроль. Для получения более рациональных решений и для обеспечения наиболее экономичной работы сети требуется проведение соответствующих расчетов. Текущий контроль за работой сети позволяет своевременно воздействовать на условия работы сети в целях повышения соответствующих технико-экономических показателей.

ГЛАВА 1. ПРОЕКТИРОВАНИЕ СЕТИ ВНЕШНЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

1.1 Определение расчетной мощности предприятия

Таблица 1.1

Характеристика электрических нагрузок предприятия

№ нагрузки по плану	Ppi (нн), МВт	Qpi (нн), Мвар	Spi (нн), МВА	сos i	Состав потребителей по категориям надежности	Время использования максимума нагрузки, ч.
1	1,1	0,54	1,225	0,92	75% I и II категории	5000
2	1,1	0,54	1,225	0,92
3	0,7	0,3	0,728	0,96
4	0,7	0,38	0,796	0,88
5	0,25	0,12	0,538	0,93	80% II категории
6	0,5	0,24	0,554	0,9
7	0,25	0,12	0,538	0,93
8	0,25	0,12	0,538	0,93
9	0,37	0,21	0,536	0,89	III категории
10	0,37	0,21	0,536	0,89
11	0,37	0,21	0,536	0,89
12	0,28	0,14	0,316	0,95	80% II категории
13	0,5	0,23	0,538	0,93
Итого	6,74	3,36	7,58	0,92

Определяются суммарные расчетные активную и реактивную мощности на шинах НН (0,4 кВ) всех цеховых ТП, а затем - расчетную полную мощность, Мвт, Мвар, МВА:

S_{pi (HH)} = (1)

(1.1)

(1.2)

S_{p (НН)} = (1.3)

В большинстве случаев расчетную нагрузку предприятия, отнесенную к шинам вторичного напряжения приемной подстанции, определяют по формулам расчетом, а не построением суммарного совмещенного графика нагрузки с учетом высоковольтных электроприёмников и потерь мощности в цеховых трансформаторах и высоковольтных заводских сетях. Суммарные расчетные активная и реактивная мощности нагрузки на шинах вторичного напряжения главной понизительной подстанции предприятия (ГПП) предварительно определяются по формулам,МВт,Мвар:

MBт (1.4)

MBар

Мвт

Мвт (1.5)

MBар

где ,- суммарные активная и реактивная мощности высоковольтных электроприемников, они не учитываются, так как не заданы в исходных данных; P_ЦТ, Q_ЦТ - соответственно потери активной и реактивной мощностей в трансформаторах цеховых трансформаторных подстанциях (ТП); S_P(HH) - расчетная полная мощность на шинах НН (0,4 кВ) за максимально нагруженную смену с учетом потерь в сети НН; P_Л , Q_Л - соответственно потери активной и реактивной мощности в линиях внутренней сети напряжением выше 1 кВ; поэтому можно принять ; К_РМ - коэффициент разновременности максимумов нагрузок предприятия, равный 0,9--0,95, в последующих расчётах К_РМ принят равным 0,9.

Расчетная полная мощность предприятия на шинах ГПП равна,МВА:

(1.6)

По величине S_р можно сделать вывод, что данное промышленное предприятие средней мощности.

Расчёт коэффициента мощности нагрузки предприятия на шинах вторичного напряжения ГПП при максимальном режиме:

(1.7)

1.2 Выбор схемы электроснабжения предприятия

Для предприятий средней (5…75 МВт) мощности, как правило, применяют схемы электроснабжения с одним приемным пунктом электроэнергии (ГПП). Если имеются потребители первой категории, то предусматривают секционирование шин приемного пункта и питание каждой секции по отдельной линии.

При заданном напряжении источника питания 110 кВ и его значительном удалении от предприятия целесообразно внешнее электроснабжение осуществить по воздушной линии электропередачи (ВЛ) напряжением 110 кВ, а в качестве приёмного пункта электроэнергии на предприятии предусмотреть ГПП-110/10кВ.

Так как в составе предприятия имеется значительная часть потребителей

первой и второй категории надёжности, то питающая ВЛ-110 кВ должна быть резервированной, т.е. двухцепной.

По условию надёжности электроснабжения на ГПП необходимо предусмотреть два силовых трансформатора напряжением 110/10кВ.

Напряжение внутренней распределительной сети предприятия следует предварительно выбрать 10 кВ, так как отсутствуют данные о наличии электроприёмников напряжением 6 кВ.

1.3 Выбор напряжения сети внешнего электроснабжения

Внешнее электроснабжение осуществляется от сети 110 кВ в соответствии с заданием.

1.4 Выбор трансформаторов цеховых ТП

Мощность трансформатора в нормальных условиях эксплуатации должна обеспечивать питание электрической энергией всех потребителей, подключенных к данной подстанции. Кроме того, нужно учитывать необходимость обеспечения ответственных потребителей (I и II категорий) электрической энергией и в случае аварии на одном из трансформаторов, установленных на подстанции. Следует отметить, что повреждения трансформаторов на понижающих подстанциях, сопровождающиеся их отключением, довольно редки, однако с их возможностью следует считаться, особенно если к подстанции подключены потребители I и II категорий, не терпящие перерывов в электроснабжении. Поэтому, если подстанция питает потребителей укачанных категорий, на ней должно быть установлено не менее двух трансформаторов. В случае аварии на одном из трансформа торов второй должен обеспечить полной мощностью названных потребителей. Практически это может быть достигнуто путем установки на подстанции двух трансформаторов, номинальная мощность каждого из которых, будет рассчитана на 70% максимальной нагрузки подстанции.

При оценке мощности, которая будет приходиться в послеаварийном режиме на оставшийся в работе трансформатор, следует учитывать его перегрузочную способность.

Так как графики нагрузок цехов не заданы, то мощность трансформаторов ЦТП выбирается по расчетной максимальной нагрузке S_р(НН) на шинах НН (0,4 кВ) этих ТП.

Мощность трансформаторов двухтрансформаторной ЦТП принимается исходя из условия, что оба трансформатора загружены постоянно, но не на полную мощность (коэффициент загрузки 0,7). Предполагается, что в случае выхода из строя одного трансформатора ЦТП, другой примет на себя всю нагрузку, не перегружаясь более чем на 40% (коэффициент аварийной перегрузки K_п.а = 1,4).

Это соответствует условию:

S_т =S_р(НН) / N·K_з = S_р(НН)/(2·0,7) = S_р(НН) / 1,4 (1.8)

где S_т - расчетная полная мощность одного трансформатора, кВА. Для однотрансформаторной ЦТП, если по графику нагрузки цеха не ожидаются резкие перегрузки, принимается:

S_т = S_р(НН) / K_з (1.8_а)

При ожидаемых перегрузках мощность трансформатора выбирается с запасом.

Из таблицы 6.51 [2] выбраны тип и номинальная мощность трансформаторов каждой цеховой ТП так, чтобы:

s_ном.тs_т

Результаты выбора трансформаторов цеховых ТП приведены в таблице 1.2

Таблица 1.2

Выбор трансформаторов цеховых ТП

№ ТП	Расчетные мощности на шинах НН	Sт	Трансформаторы	Потери в трансформ.	Расчетная мощность на шинах ВН ТП	Коэф. загрузки
	Pр(нн)	Qр(нн)	Sр(нн)		Кол-во	Тип	Sном	1.4·Sном	Pт	Qт	Pр(вн)	Qр(вн)	Sр(вн)
	кВт	квар	кВА	кВА	шт.	-	КВА	КВА	КВт	квар	кВт	квар	кВА
ТП-1	1100	540	1225	543,6	2	ТМ 630/10	630	882	8,3	50,2	1108,3	590.2	1256.1	0,6
ТП-2	1100	540	1225	835,7	2	ТМ 1000/10	1000	1400	12,5	66,3	1112,5	606,3	1266,9	0,59
ТП-3	700	300	728	520	2	ТМ 630/10	630	882	7,8	48,5	707,8	348,5	788,9	0,58
ТП-4	700	300	796	835,7	2	ТМ 1000/10	1000	882	12,5	66,3	712,5	366,3	801,1	0,59
ТП-5	250	120	538	384,3	2	ТМ 400/10	400	882	6,8	34,6	266,8	154,6	308,3	0,67
ТП-6	500	240	554	384,3	2	ТМ 400/10	400	882	6,8	34,6	506,8	274,6	676,4	0,67
ТП-7	250	120	538	159,3	2	ТМ 250/10	250	350	3,6	16,1	253,6	136,1	287,8	0,45
ТП-8	250	120	538	159,3	2	ТМ 250/10	250	350	3,6	16,1	253,6	136,1	287.8	0,45
ТП-9	370	210	536	765,7	1	ТМ 1000/10	1000	882	6,9	37,6	376,9	247,6	450,9	0,59
ТП-10	370	210	536	765,7	1	ТМ 1000/10	1000	882	6,9	37,6	376,9	247,6	450,9	0,59
ТП-11	370	210	536	451,2	1	ТМ 630/10	630	882	6,9	37.6	376,9	247,6	450.9	0,59
ТП-12	280	140	316	225,6	2	ТМ 250/10	250	350	5	20,4	385	160,4	327,03	0,63
ТП-13	500	230	538	384,3	2	ТМ 400/10	400	560	6,8	34,6	506,8	264,6	571,7	0,67
=	6740	3360	7055	6021,4							6844.4	3914,6	7884,7

57

Технические характеристики выбранных трансформаторов приведены в таблице 1.3

Таблица 1.3

Характеристики выбранных цеховых трансформаторов

Тип трансформатора	Sном, кВА	Uном, кВ обмоток	uк, %	Pк, кВт	Pх, кВт	Iх, %	Rт, Ом	Xт, Ом	Qх, квар
		ВН	НН
ТМ 2500/10	2500	10	0.4
ТМ 1000/10	1000	10	0,4	5,5	12,2	2,1	1,4	1,22	5,35	26
ТМ 630/10	630	10	0,4	5,5	7,6	1,42	2	2,12	8,5	18,9
ТМ 400/10	400	10	0,4	4,5	5,5	0,92	2,1	3,7	10,6	12
ТМ 250/10	250	10	0,4	4,5	3,7	1,05	2,3	6,7	15,6	9,2

Потери активной и реактивной мощности в трансформаторах каждой цеховой ТП рассчитаны в соответствии со следующими соотношениями :

а) для одного трансформатора:

P_т = K_з²·P_к + P_х; (1.9)

Q_т = S_ном·( u_к·K_з² + I_х) / 100 (1.10)

б) для двух трансформаторов, работающих параллельно:

P_т = 2·( K_з²·P_к + P_х) (1.11)

Q_т =2· S_ном·(u_к·K_з² + I_х) / 100 (1.12)

где u_к - напряжение короткого замыкания, %;

I_х - ток холостого хода трансформатора, %;

S_ном - номинальная мощность трансформатора, кВА;

K_з - коэффициент загрузки трансформатора (отношение действительной нагрузки трансформатора к его номинальной мощности):

K_з = S_р / S_ном - при однотрансформаторной ТП;

K_з = S_р / (2·S_ном ) - при двухтрансформаторной ТП.

Определяются расчетные активная, реактивная и полная мощности нагрузки на шинах ВН каждой цеховой ТП:

P_р(ВН) = P_р + P_т (1.11)

Q_р(ВН) = Q_р + Q_т (1.12)

S_р(ВН) = (1.13)

Результаты расчетов занесены в таблицу 1. 2.

1.5 выбор трансформаторов Г.П.П

Так как графики нагрузок и Qэ1не заданы, то расчетная полная мощность предприятия определена без учета режима энергоснабжающей организации и по реактивной мощности, но с учетом потерь мощности в цеховых трансформаторах Потерями во внутренних сетях напряжением выше 1кВ можно пренебречь. Уточненная расчетная полная мощность предприятия равна, МВт, Мвар, МВА:

(1.14)

(1.15)

(1.16)

УP_р(ВН)- суммарная расчетная активная мощность на шинах ВН всех цеховых Т.П;

УQ_р(ВН)-суммарная расчетная реактивная мощность на шинах ВН всех цеховых ТП

К_РМ - Коэф. разновременности максимумов нагрузок предприятия, равный 0,9-- 0,95, К_РМ принят равным 0,95.

Так как на Г.П.П. установлено два трансформатора, то номинальная мощность каждого из них определена по условию [1,c.85]:

S_ном.тS_р / (2·0,7)

63006829/1,4

63004878

По [2 табл. 6.47] выбирны тип и номинальная мощность трансформаторов ГПП, технические характеристики занесены в табл. 1.4

Характеристики выбранных трансформаторов ГПП

Таблица 1.4

Тип трансформатора	Sном, кВА	Uном, кВобмоток	uк, %	Pк, кВт	Pх, кВт	Iх, %	Rт, Ом	Xт, Ом	Qх, квар
		ВН	НН
ТМН6300/110	6300	115	11	10,5	44	11,5	0,8	14,7	220	50,4

1.6 выбор схемы электрических соединений ГПП

В РУ 10(6) кВ на вторичной стороне ГПП наиболее широко применяется схема с одной секционированной системой сборных шин (рис. 1.2). Число секций обычно не превышает двух. Такие же схемы применяются в РУ 110 (220) кВ ГПП в тех случаях, когда нельзя применить блочные схемы без сборных шин.

Одиночная секционированная система сборных шин отличается от других простотой, наглядностью, экономичностью и достаточно высокой надёжностью.

Секционирование сборных шин (деление на части) осуществляется секционным выключателем высокого напряжения. В нормальном режиме секционный выключатель отключен, обеспечивая раздельную работу трансформаторов ГПП. Секционный выключатель оборудуется устройством АВР.

Каждая секция сборных шин присоединяется к своему трансформатору с помощью выключателя. Секции работают раздельно и получают питание от своих трансформаторов. При аварийном отключении выключателя любого из трансформаторов автоматически включается секционный выключатель в результате действия устройства АВР и подаёт питание на секцию с отключившимся трансформатором. Вся нагрузка ГПП переводится на оставшийся в работе трансформатор. Таким образом, применение секционного выключателя обеспечивает автоматическое включение резерва, что позволяет использовать такую схему для потребителей любой категории надёжности. Отходящие линии присоединяются к сборным шинам 10(6) кВ ГПП с помощью выключателей высокого напряжения. Типовая принципиальная схема электрических соединений ГПП без сборных шин на высшем напряжении и одиночной секционированной системой сборных шин на низшем напряжении показана на рис. 1.2.



1.7 Электрический расчёт питающей ЛЭП напряжением 110 кВ с учётом трансформаторов Г.П.П.

1.7.1 Упрощённая принципиальная схема электропередачи

Рис. 1.1Принципиальная схема ЛЭП с трансформаторами ГПП (схема электропередачи)

1.7.2 Расчёт электропередачи при максимальной нагрузке

Предварительно определяются активная, реактивная и полная мощности линии(ветви 1-2) с учетом потерь мощности в трансформаторах ГПП:

= 6,159 + 0,048=6,2 (1.17)

=3,523+0,486= 4,09

где Р_P и Q_P - активная и реактивная мощности на шинах 10 кВ ГПП, МВт, Мвар; Р_P и Q_P - потери активной и реактивной мощностей в трансформаторах, МВт, Мвар;

(1.17_а)

(1.18_а)

-- коэффициент загрузки трансформаторов;

- потери холостого хода и короткого замыкания трансформаторов, МВт;

реактивная мощность короткого замыкания, потребляемая трансформатором при номинальной нагрузке, Мвар;

- номинальная мощность трансформаторов, МВА;

U_К - напряжение короткого замыкания трансформаторов, %;

I_X - ток холостого хода трансформаторов, %;

Определяем расчетный максимальный ток линии

А, (1.19)

где U_ном - номинальное напряжение линии, кВ;

S_1-2 - полная расчетная мощность линии, МВА.

Расчетный ток для одной цепи линии равен

Выбираем марку проводов линии [8, с. 57] марки АС.

Находим экономическую плотность тока j_Э в зависимости от марки провода и Т_max , j_Э=1,1 [А/мм²] , по которой определяем экономическое сечение провода [4, с. 85]

мм²

Выбираем ближайшее стандартное сечение 20 мм² провода [8, табл. 4.9] и выписываем его длительно допустимый ток нагрузки I_доп=90А

Выбранное экономическое сечение провода проверяем по допустимому нагреву током в послеаварийном режиме (при аварийном отключении одной цепи линии).

Условие проверки:

90 ? 37,05 A

Выбранное сечение проводов линии проверяем по условию коронирования. Согласно ПУЭ, минимальное сечение проводов по условию короны для КЛ напряжением 110 кВ равно 70 мм². Следовательно условие проверки:

поэтому выбираем сечение проводов 70 мм² с I доп=265 А

Б. Составление схемы замещения электропередачи расчёт её параметров

Схема замещения ЛЭП с учетом трансформаторов ГПП:



Рис. 1.2. Схема замещения двухцепной ЛЭП-110 кВ с учетом трансформаторов ГПП

Для выбранного сечения проводов по табл. П.1-2, П.1-3, П.1-4 [6] выписываем удельные активное и реактивное сопротивления и удельную реактивную проводимость линии (r₀, Ом/км; х₀, Ом/км; b₀, См/км ^. 10^-6) и определяем параметры схемы замещения двухцепной линии:

r₀ = 0,42 Ом/км

х₀ = 0,432 Ом/км

b₀ = 2,62 См/км•10^-6

(1.20_а)

(1.20_б)

(1.20_в)

где R_1-2, Х_1-2 - активное и индуктивное сопротивления двухцепной ВЛ, Ом; B_1-2 - реактивная емкостная проводимость двухцепной ВЛ, См;

Q_B - зарядная мощность двухцепной ВЛ, Мвар.

Для ранее выбранных трансформаторов ГПП находим активное и индуктивное сопротивления обмоток трансформаторов и реактивную мощность холостого хода Q_X.

Можно рассчитать параметры схемы замещения трансформаторов по формулам:

где S_ном.т - номинальная мощность трансформаторов, МВ^.А;

U_ном.т - номинальное напряжение первичной обмотки трансформаторов, кВ;

Р_К - потери короткого замыкания трансформаторов, кВт;

U_K - напряжение короткого замыкания трансформаторов, %;

I_X - ток холостого хода трансформаторов, %;

Все определенные параметры схемы замещения линии и трансформаторов ГПП сводим в табл. 1.5 и 1.6

Таблица 4

Параметры схемы замещения двухцепной линии (ветви 1-2)

FЭ	I/P	Параметры линии (ветви 1-2)
		r0	x0	b0	R1-2=RЛ	X1-2=XЛ	B1-2=BЛ	QB
мм2	А	Ом/км	Ом/км	См/км	Ом	Ом	См	Мвар
70	17,3	0,42	0,432	2,62·10-6	6,3	6,48	0,001572	1,9

Таблица 5

Параметры схемы замещения двух параллельно работающих трансформаторов (ветви 2-3)

Тип трансформаторов	Кол-во	Sном, МВ.А	Номинальное напряжение обмоток, кВ	Параметры трансформаторов (ветви 2-3)
				R2-3=Rт	X2-3=Xт	B2-3=Bт	Qх
			В	Н	Ом	Ом	См	Мвар
ТМН-6300/110	2	6,3	115	11	7,3	110	0,83·10-5	0,1

В. Расчет баланса мощностей и уровней напряжения в электропередаче при максимальной нагрузке

Для всех узлов схемы замещения, кроме питающего, напряжение задаем равным U_1(МАХ) =115 кВ и производим расчет баланса (распределения) мощностей по ветвям схемы в направлении от наиболее удаленного узла 3 к питающему узлу 1.

Активная, реактивная и полная мощности в конце ветви 2-3:

Потери мощностей в ветви 2-3 (в обмотках трансформаторов):

(1.21а)

(1.21_б)

(1.21_в)

где U_ном - номинальное напряжение электропередачи, кВ.

Определяем мощности в начале ветви 2-3:

(1.22_а)

(1.22_б)

(1.22_в)

Мощность, поступающая в трансформаторы (на схеме не обозначена)

(1.23)

Мощность в конце ветви 1-2 за вычетом половины зарядной мощности линии:

(1.24_а)

(1.24_б)

(1.24_в)

Потери мощностей в ветви 1-2 (в сопротивлениях линии):

(1.25_а)

(1.25_б)

(1.25_в)

Мощности в начале ветви 1-2 (в начале линии):

(1.26_а)

(1.26_б)

(1.26_в)

Расчетные мощности, потребляемые с шин 110 кВ ГПП:

(1.27_а)

(1.27_б)

(1.27_в)

(1.27_г)

Коэффициент мощности в начале линии (на шинах РТП)

(1.28)

Коэффициент полезного действия электропередачи

(1.29)

Далее определяем напряжения в различных точках электропередачи при максимальной нагрузке. По найденному распределению потоков мощности, начиная с питающего узла 1, определяем продольную и поперечную составляющие падения напряжения в ветвях и уровни напряжения во всех узлах схемы замещения.

Продольная составляющая падения напряжения в ветви 1-2 (в линии):

(1.30)

Поперечная составляющая падения напряжения в ветви 1-2 (в линии):

(1.31)

Напряжение в конце ветви 1-2, т.е. на шинах 110 кВ ГПП

(1.33)

Потеря напряжения в ветви 1-2 (в линии):

(1.34)

Составляющие падения напряжения в ветви 2-3 (в трансформаторах) и напряжение в конце ветви 2-3, т.е. на шинах 110 кВ ГПП, приведенное к стороне ВН трансформаторов:

(1.35)

(1.36)

(1.37)

(1.38)

Потеря напряжения в электропередаче при максимальной нагрузке:

(1.39)

(1.40)

Действительное напряжение на шинах 10 кВ ГПП:

(1.41)

1.7.4 Расчёт электропередачи при минимальной нагрузке

Расчет баланса мощностей и уровней напряжения в электропередаче в режиме минимальной нагрузки выполняется аналогично, но с учетом условий по заданию к курсовой работе:

U₁= 110кВ

P₃=P_p*35%=6,159*0,205=2,15 МВт

1.7.5 Расчёт электропередачи в послеаварийном режиме

В послеаварийном режиме изменяются параметры схемы замещения электропередачи. Параметры R_1-2, X_1-2-, R_2-3, X_2-3 увеличиваются в 2 раза, а параметры B_1-2(Q_B), B_2-3(Q_X) уменьшаются в 2 раза. Нагрузка в шинах 10 кВ ГПП и напряжение в шинах РТП приняты как при максимальном режиме. Расчет

Таблица 1.7

Баланс мощностей электропередачи

Мощность и потери мощности в звеньях электропередачи	Максимальная нагрузка	Минимальная нагрузка	Аварийный режим
	P	Q	P	Q	P	Q
	МВт	Мвар	МВт	Мвар	МВт	Мвар
Мощность, потребляемая с шин 10 кВ ГПП	6,159	1,9	2,15	0,87	6,15943	2,5
Потери в обмотках трансформаторов	0,0304	0,45	0,0034	0,05	0,05	0,8
Потери в проводимостях трансформаторов		0,1		0,1		0,05
Мощность, потребляемая трансформаторами	6,15	3,973	2,223	0,92	6,4	3,3
Зарядная мощность ЛЭП		1,9		1,9		0,95
Мощность в конце ЛЭП	6,15	3,52341	2,223	-0,23	6,4	3,73
Потери мощности в сопротивлениях ЛЭП	0,027	0,028	0,0034	0,0035	0,067	0,059
Мощность в начале ЛЭП	6,15	1,76	2,225	-0,226	6,46	2,79
Мощность, потребляемая от РТП	6,15	3,7	2,225	-1,47	6,46	2,174
сos? (на присоединении ЛЭП к РТП)	0,99	0,83	0,95
К.П.Д. электропередачи	99	98	93

ГЛАВА 2. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ВНУТРЕННЕЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ НАПРЯЖЕНИЕМ 10(6) кВ

2.1 Выбор схемы распределительной сети предприятия

Система внутреннего электроснабжения предприятия выполнена в виде радиальных, магистральных и кольцевых сетей.

Питание приемников электроэнергии разных параллельных технологических потоков осуществляется от разных источников: подстанций, РП, разных секций шин одной подстанции. Это необходимо для того, чтобы при аварии не останавливались сразу оба технологических потока. В тоже время взаимосвязанные технологические агрегаты присоединяются к одному источнику питания, чтобы при исчезновении питания все приемники электроэнергии были одновременно обесточены.

При построении общей схемы внутри заводского электроснабжения приняты варианты, обеспечивающие рациональное использование ячеек распределительных устройств, минимальную длину распределительной сети и максимум экономии коммутационно-защитной аппаратуры.

2.1.1 Выбор схемы распределительной сети предприятия напряжением 10 кВ

Электрические сети внутри предприятия выполнены по магистральным, радиальным или смешанным схемам. Выбор схемы определен в соответствии с категорией надежности потребителей электроэнергии, их мощностью и территориальным размещением, особенностями режимов работы.

Радиальные схемы обеспечивают глубокое секционирование всей системы электроснабжения, начиная от источников питания и заканчивая сборными шинами до 1 кВ цеховых ТП, поэтому их удобно применить для питания наиболее мощных цехов (ТП-13, ТП-1,ТП-3,ТП-4,ТП-12, ТП-2,).Так как на данных ТП преобладают потребители I и II категорий, то питание осуществляется не менее чем двумя, раздельно работающими, радиальными линиями, отходящими от разных секций источника питания.

Магистральные схемы распределения электроэнергии применяют в том случае, когда потребителей много и радиальные схемы нецелесообразны. Основное преимущество магистральной схемы заключатся в сокращении звеньев коммутации. Магистральные схемы напряжением 10кВ применяют при расположении ТП на территории предприятия, близком к линейному. На данном предприятии целесообразно применить магистральную одностороннюю линию для питания потребителей III категории (ТП-9, ТП-10, ТП-11), и две магистральные двусторонние линии для питания подстанций с преобладанием потребителей I и IIкатегорий (ТП-5,ТП-6, ТП-7, ТП-8, ТП-12, ТП-13).

2.2 Выбор рационального напряжения распределительной сети предприятия

Напряжения 10 кВ широко используют на промышленных предприятиях: на средних по мощности предприятиях - для питающих и распределительных сетей.

Напряжение 10 кВ является более экономичным по сравнению с напряжением 6 кВ.

2.3 Расчёт замкнутых электрических сетей напряжением 10 кВ

2.3.1. Расчет радиальных распределительных кабельных линий напряжением 10кВ

По радиальным распределительным линиям электроэнергия от шин 10 кВ ГПП (ГРП, РП) подается к цеховым ТП-1,ТП-2,ТП-3,ТП-4,ТП-12,ТП-13 нагрузки на которых взяты из табл.1.2. Радиальные линии от ГПП к промежуточным РП или к ТП, совмещенным с РП, называют питающими.

Расчетные токи линий в нормальном режиме (I_P) и аварийном режиме (I_P.ав) при аварийном отключении одной из них, А

Нормальный режим:

(2.1)

Послеаварийный режим:

(2.2)

Где S_P-расчетная полная мощность нагрузки, кВ^.А;

U_ном-номинальное напряжение линий, кВ

Выбран кабель марки АПРВ (Кабель с алюминевой жилой, резиновой изоляцией, в ПВХ оболочке), способ прокладки в земле.

Экономическое сечение жил кабельных линий по экономической плотности тока j_Э,=1,6А/мм², определена исходя из материала жил и продолжительности использования максимума нагрузки ,мм²:

T_max 5600ч

Ближайшее стандартное F= 16 мм² , длительно допустимый ток нагрузки Iдоп=60А

Ближайшее стандартное F= 25 мм² , длительно допустимый ток нагрузки Iдоп=85А

Ближайшее стандартное F= 16 мм² , длительно допустимый ток нагрузки Iдоп=60А

Ближайшее стандартное F= 6 мм² , длительно допустимый ток нагрузки Iдоп=36А

Ближайшее стандартное F= 10 мм² , длительно допустимый ток нагрузки Iдоп=50А

Коэффициент загрузки кабельных линий в нормальном режиме:

(2.3)

Где К_попр - поправочный коэффициент на условия прокладки кабелей, определяемый по таблице П1, П2 [4] как произведение К_попр=К₁^.К₂=0,85;

К₁-поправочный коэффициент, зависящий от числа работающих кабелей , равен 0,85;К₂-поправочный коэффициент, зависящий от фактической температуры среды , равен 1.

Расчетный ток аварийного режима с учетом допустимой перегрузки в аварийном режиме и снижения допустимого тока в нормальном режиме при прокладке кабелей в одной траншее [1, c.60],А.

Условие проверки:

(2.4)

Где I_Р.ав - расчетный ток линии в аварийном режиме, [А] (при аварийном отключении одной из линий); К_п.доп-коэффициент допустимой перегрузки кабеля в аварийном режиме. Определён по табл. 3.3. [1] в зависимости от коэффициента предварительной нагрузки (К_з), вида прокладки и времени ликвидации аварии; К_попр-поправочный коэффициент на условия прокладки кабелей.

Данное условие выполняется для всех нагрузок.

Потери напряжения, В:

в нормальном режиме:

, (2.5)

(2.6)

в аварийном режиме, В:

Где r_o, x_o - активное и индуктивное удельные сопротивления каждой линии, Ом/км. L - длина линии, км; соs ц-коэффициент мощности нагрузки в конце линий.

Проверка по потере напряжения в нормальном и аварийном режимах.

Условия проверки:

Где ДU_доп% - допустимая потеря напряжения в нормальном режиме (5…8%);

ДU_доп.ав% - допустимая потеря напряжения в аварийном режиме (10…12%).

Условия соблюдаются, следовательно, сечение кабеля, выбрано верно.

Потери активной и реактивной мощностей в линиях, кВт, квар:

(2.7_а)

(2.7_б)

Где - активное сопротивление двух параллельных кабельных линий, Ом; - индуктивное сопротивление двух параллельных кабельных линий, Ом; S_P-расчетная полная мощность, МВ^.А

Потери активной энергии в линиях за год, кВт^.ч:

(2.8)

где- время максимальных потерь, которое определяем по графикам на рис.2.24 [4] в зависимости от T_max и cosц нагрузки.

2.4 Расчёт разомкнутых распределительных сетей напряжением 10 кВ

2.4.1 Расчет линии 10кВ с несколькими нагрузками

Исходные данные для расчета:

-номинальное напряжение распределительной сети --- 10кВ;

-конструктивное выполнение линии--кабельная;

-схема линии на рис. 2.1;

-величины нагрузок (Р_i ,cos ц_i или Pi+jQi);

-длины участков, км (из чертежаА1);

Для расчета приняты нагрузки 10, 9, 11, мощности которых взяты из таблицы 1.2

Продолжительность использования максимума нагрузки для потребителей, подключенных к линии Т_МАХ=5600ч;

Допустимая потеря напряжения (U_ДОП , %). Принимается от 5 до 8 % от U_НОМ сети в нормальных режимах и от 10 до 12 % в аварийных[6, с.119].

Рис.2.1схема линии с несколькими нагрузками

Все нагрузки линии, создаваемые потребителями, выражены мощностями в комплексной форме.

Начиная с удаленной точки определены мощности участков сети через мощности нагрузок, используя первый закон Кирхгофа, МВт, Мвар:

Токи участков линии, необходимые для расчета экономических сечений жил кабелей, А

(2.9)

Где P_{i уч} - активная мощность каждого участка сети, МВт;

Q_{i у ч}- реактивная мощность каждого участка сети, Мвар;

U_ном - номинальное напряжение сети, кВ.

Выбран кабель марки АПРВ (Кабель с алюминиевой жилой, резиновой изоляцией, в ПВХ оболочке), способ прокладки в земле.

В зависимости от материала жил и продолжительности использования максимума нагрузки T_max , найдена экономическая плотность тока, по которой определено экономическое сечение жил кабеля на каждом участке,мм²:

Где j_э=1,6A/мм² - экономическая плотность тока на участках линии,

Ближайшее стандартное F= 50 мм² , длительно допустимый ток нагрузки Iдоп=130А.

Ближайшее стандартное F= 10мм² , длительно допустимый ток нагрузки Iдоп=47А

Ближайшее стандартное F= 16 мм² , длительно допустимый ток нагрузки Iдоп=60А

Выбранные экономические сечения жил кабеля научастках линии проверены по допустимому нагреву током.

Условие проверки:

[A]

Где K_попр-поправочный коэффициент (см. пункт 2.5).

Все сечения проходят данную проверку.

Удельные активное и индуктивное, активное и реактивное сопротивления для каждого сечения кабеля,Ом/км,Ом/км,Ом,Ом:

АПРВ-50: r₀=0,64, x₀=0,32; R=0,127 Ом ; X=0,082 Ом;

АПРВ-10: r₀=3,16, x₀=0,38; R=0,625Ом ; X=0,0246Ом;

АПРВ-16: r₀=1,98, x₀=0,35; R=0,887Ом ; X=0,0246Ом;

R_0-11= r_0*L_0-11=0.64*0.448=0.286 X_0-11= x_0*L_0-10=0.32*0.448=0.143

R_11-10=3,16*0.198=0.625 X_11-10=0.38*0.198=0.075

R_10-9=1.98*0.199=0.394 X_10-9=0.35*0.199=0.069

Потеря напряжения на каждом участке линии,В:

(2.10)

Где P_i, МВт; Q_i, Мвар; R_i, Ом; X_i, Ом; U_ном, кВ

ДU_0-11==40,755

ДU_11-10==24,7

ДU_10-9==24,7

Потеря напряжения ДU_max до наиболее удаленной точки линии:

Или в процентах:

Линия проверяется по допустимой потере напряжения по условию

Потери активной и реактивной мощности на каждом участке линии, кВт, квар:

Суммарные потери активной и реактивной мощностей в линии, кВт, квар:

Годовые потери активной энергии на участках линии, кВт^.ч

;

;

.

где- время максимальных потерь на каждом участке линии, которое определяется по графикам на рис.2.24 [4] в зависимости от T_max и cosц_i = P_i / S_i нагрузки

Суммарные годовые потери электроэнергии в линии,кВтч

Результаты расчетов сведены в табл. 2.1.

Таблица 2.1

Результаты расчета линии 10 кВ с несколькими нагрузками

Расчетные величины	Участки линии	Для всей линии
	0-11	11-10	10-9
Pi, MВт	1,11	0,37	0,37	-
Qi, Mвap	0,63	0,21	0,21	-
Ii, A	73,69	10,45	10,45	-
Fэ.i, мм2	46.05	6,53	6.53	-
Марка кабеля	АПРВ	-
Iдоп.i, A	130	47	47	-
r0.i, Ом/км	0,64	3,16	1,98	-
х0.i, Ом/км	0,32	0,38	0,35	-
Ri, Ом	0,286	0,625	0,394	-
Xi, Ом	0,143	0,075	0,069	-
Ui,%	0,407	0,247	0,247	0,901
ДPi, кВт	4.65	1.13	0,71	6,49
ДQi, квар	2,329	0,135	0,124	2,588
ДWi, кBт.ч	20925	5085	3195	29205

2.5 Расчет простых замкнутых электрических сетей напряжением 10 кВ

2.5.1 Расчет линии 10кВ с несколькими нагрузками

Схема кольцевой сети



Рис. 2.3. Схема кольцевой сети 10 кВ.

Для определения мощностей на головных участках сети, кольцевая сеть приведена к линии с двухсторонним питанием ,после чего расчётная схема приняла следующий вид (рис. 2.3_а)

Рис. 2.3(а). Расчетная схема сети в нормальном режиме

Предполагая, что линия выполнена кабелем одного сечения, находится предварительное распределение мощности по участкам линии,МВт,Мвар:

Мощности на головных участках сети определены по следующим формулам:



(2.13)

Аналогично определены

Правильность расчета проверена по условию:

0,567+0,683=0,25+0,5+0,25+0,25

1,25=1,25

0,6=0,6

Мощность на других участках линии определяем на основании первого закона Кирхгофа, МВт, Мвар:



Точка 6--точка токораздела.

Расчёт токов на участках линии, A

(2.14)

где-активная мощность каждого участка линии, МВт;

-реактивная мощность каждого участка линии, Мвар;

-номинальное напряжение сети, кВ.

Выбрана марка кабеля АПРВ (Кабель с алюминиевой жилой, резиновой изоляцией, в ПВХ оболочке), способ прокладки в земле.

Исходя из выбранных материала жил и времени использования максимума нагрузки, рассчитана экономическая плотность тока, по которой определено экономическое сечение жил кабеля на каждом участке линии [4, с. 85],мм².

j_э=1,6А/мм²

Ближайшее станд...