Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки РФ

Федеральное Государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Волгоградский государственный архитектурно-строительный университет»

Кафедра энергоснабжения и теплотехники

Курсовая работа на тему: «Проектирование электрических сетей промышленного предприятия»

Введение

Около 70 % всей вырабатываемой в нашей стране электроэнергии потребляется промышленными предприятиями. Электроснабжение промпредприятий осуществляется системами электроснабжения (СЭС). В СЭС можно выделить два вида электроустановок: по производству электроэнергии -- электрические станции; по передаче, преобразованию и распределению электроэнергии -- электрические сети. Основным источником электроснабжения предприятий являются электростанции и сети районных энергосистем. В энергосистеме электростанции с помощью сетей высокого напряжения объединены для совместной параллельной работы на общую нагрузку. Это даёт ряд технических и экономических преимуществ по сравнению с отдельно работающими электростанциями. Собственные электростанции на промышленных предприятиях сооружаются в исключительных случаях.

Электрическая сеть -- совокупность электроустановок для передачи, преобразования и распределения электроэнергии, состоящая из подстанций, распределительных устройств, токопроводов, воздушных и кабельных линий электропередачи, работающих на определенной территории. Электрические сети должны обеспечивать: надёжность (бесперебойность) электроснабжения; высокое качество электроэнергии, характеризуемое нормированным уровнем напряжения у потребителей; удобство и безопасность обслуживания; экономичность; возможность дальнейшего развития без коренного переустройства сети. В связи с этим электрические сети должны тщательно проектироваться, качественно монтироваться и технически правильно эксплуатироваться.

Задачами проектирования промышленных сетей являются: определение расчетных нагрузок и выбор источников питания; выбор схемы и рационального напряжения сети внешнего электроснабжения; выбор числа, мощности и типов трансформаторов понижающих подстанций; определение местоположения подстанций; предварительный выбор схемы электрических соединений подстанций, являющихся пунктами приёма электроэнергии, поступающей от энергосистемы; электрический расчет питающей ЛЭП внешнего электроснабжения; выбор способов регулирования напряжения; выбор схемы и рационального напряжения распределительной сети предприятия; расчет распределительной сети. Главной целью данных методических указаний является привитие практических навыков электрических расчётов сетей напряжением выше 1 кВ. Навыки расчётов электрических сетей необходимы как при проектировании промышленных сетей, так и при их эксплуатации.

1. Проектирование сети внешнего электроснабжения

1.1 Определение расчетной мощности предприятия

Из исходных данных выписываются в табл. 1.1: расчетные нагрузки предприятия, заданные на шинах низшего напряжения (НН) цеховых трансформаторных подстанций (ТП) с учетом компенсации реактивной мощности и потерь мощности в цеховых сетях; категорийность нагрузок по надежности электроснабжения; коэффициент мощности; число часов использования максимума нагрузок.

Таблица 1.1 Характеристика электрических нагрузок предприятия

№ рисунка генплана предприятия	Pp i (нн), МВт	Qp i (нн), Мвар	Sp i (нн), МВА	сos i	Состав потре-бителей по категориям надежности	Длительность использования максимума нагрузки, ч
S1	0,7	0,3	0,76		I и II - 75%	5500
S2	0,7	0,3	0,76		I и II - 75%	5500
S3	1,2	0,5	1,3		I и II - 75%	5500
S4	1,2	0,5	1,3		I и II - 75%	5500
S5	0,3	0,14	0,33		II - 80%	5500
S6	0,3	0,14	0,33		II - 80%	5500
S7	0,5	0,24	0,55		II - 80%	5500
S8	0,3	0,14	0,33		II - 80%	5500
S9	0,37	0,21	0,425		III - 100%	5500
S10	0,37	0,21	0,425		III - 100%	5500
S11	0,37	0,21	0,425		III - 100%	5500
S12	0,5	0,2	0,8		II - 80%	5500
S13	0,5	0,2	0,8		II - 80%	5500

Определяются суммарные расчетные активная и реактивная мощности на шинах НН (0,4 кВ) всех цеховых ТП, а затем -- расчетная полная мощность:

P_(НН) = P_{p i (НН)},(1.1)

P_(НН) = P_{p1 (НН)} + P_{p2 (НН)}+ P_{p3 (НН)}+ P_{p4 (НН)}+ P_{p5 (НН)}+ P_{p6 (НН)} P_{p7 (НН)}+ P_{p8 (НН)}+ P_{p9 (НН)}+ P_{p10 (НН)}+ P_{p11 (НН)}+ P_{p12 (НН)}+ P_{p13 (НН)} =0,7+0,7+1,2+1,2+0,3+0,3+0,5+0,3+0,37+0,37+0,37+0,5+0,5=7,1 МВт,

Q_(НН) = Q_{p i (НН)}, (1.2)

Q_(НН) = Q_p1(НН) + Q_{p2 (НН)} + Q_{p3 (НН)} + Q_{p4 (НН)} + Q_{p5 (НН)} + Q_{p6 (НН)} + Q_{p7 (НН)} + Q_{p8 (НН)} + Q_{p 9 (НН)} + Q_{p10 (НН)} + Q_{p11 (НН)} + Q_{p12 (НН)} + Q_{p13 (НН)} = 0,3+0,3+0,5+0,14+0,5+0,14+0,24+0,14=0,21+0,21+0,21+0,2+0,2=3,29 МВар

S_{p (НН)} =, (1.3)

S_{p (НН)} = МВА.

Согласно [4, с. 67] в большинстве случаев расчетную нагрузку предприятия, отнесенную к шинам вторичного напряжения приемной подстанции (ГПП, ГРП), 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 приемной подстанции предприятия (ГПП, ГРП) предварительно определяются по формулам [4, с. 67--68]:

P_p = (P_нн + P_вв + P_цт + P_л )K_рм , (1.4)

Q_р = (Q_нн + Q_вв + Q_цт + Q_л )K_рм ,

P_p = (7,31 + 0,16 + 0,24 ) Ч 0,9 = 6,939 кВт,

Q_р = (3,29 + 0,8 + 0) Ч 0,9 = 3,681 квар,

где P_вв , Q_вв -- суммарные активная и реактивная мощности высоковольтных электроприёмников. В курсовой работе они не учитываются, так как не заданы в исходных данных;

P_цт , Q_цт -- соответственно потери активной и реактивной мощностей в трансформаторах цеховых ТП

P_цт =0,02S_{р (нн)}, (1.5)

Q_цт = 0,1S_{р (нн)},

где S_{р (нн)} -- расчетная полная мощность предприятия 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 мощностей в линиях внутренней сети напряжением выше 1 кВ:

где P_л = 0,03·S_{р (нн)}; Q_л « P_л , а поэтому можно принять Q_л = 0;

K_р.м -- коэффициент разновремённости максимумов нагрузок предприятия, равный 0,9--0,95.

Расчетная полная мощность предприятия на шинах приемной подстанции (ГПП, ГРП), МВА, равна

,(1.6)

МВА.

Определяется коэффициент мощности нагрузки предприятия на шинах вторичного напряжения приемной подстанции при максимальном режиме

,(1.7)

.

1.2 Выбор схемы электроснабжения предприятия

Система внешнего электроснабжения включает в себя схему электроснабжения и источники питания предприятия.

Для предприятия средней мощности, имеющего в наличии потребители I и II категории и получающего питание от районных сетей 220 кВ, целесообразно применить схему глубокого ввода. Такая схема характеризуется максимально возможным приближением высшего напряжения к электроустановкам потребителей с минимальным количеством ступеней промежуточной трансформации и аппаратов.

Линии глубоких вводов проходят по территории предприятия и имеют ответвления к нескольким подстанциям глубоких вводов (ПГВ), расположенным близко от питаемых ими нагрузок.

Передача электроэнергии от источника питания (РТП) до приёмного пункта предприятия (ГПП), осуществляется воздушными линиями ЛЭП-220 кВ, так как источник питания находится на значительном удалении от предприятия.

Так как в составе предприятия имеется значительная часть потребителей первой и второй категории надёжности, то питающая ВЛ-220 кВ должна быть резервированной, т.е. двухцепной.

По условию надёжности электроснабжения на ГПП предусмотрено два силовых трансформатора напряжением 220/10 кВ.

Напряжение внутренней распределительной сети предприятия 10 кВ.

1.3 Выбор напряжения сети внешнего электроснабжения

Предприятие по параметрам полной мощности является средним, имеет в наличии потребители I и II категории надежности и находится на большом расстоянии от источника питания. Из этого следует что напряжения сети внешнего электроснабжения должно быть 220 кВ.

1.4 Выбор трансформаторов цеховых ТП

Количество и мощность трансформаторов на цеховых ТП (ЦТП) определяются на основании категорийности и суммарной расчётной мощности электроприёмников каждого цеха, а также рациональной загрузки трансформаторов в нормальном режиме и необходимого резервирования в послеаварийном режиме.

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 ,

где S_т -- расчетная полная мощность одного трансформатора, кВА.

Для однотрансформаторной ЦТП, если по графику нагрузки цеха не ожидаются резкие перегрузки, мощность трансформатора S_т , кВА, равна

S_т = S_р(НН) / K_з, (1.8)

где K_з принимается 0,9--0,95.

S_т1 = S_р1(НН) / N·K_з = S_р1(НН)/2·0,7 = 760/1,4 = 543 кВА;

S_т2 = S_р2(НН) / N·K_з = S_р2(НН)/2·0,7 = 760/1,4 = 543 кВА;

S_т3 = S_р3(НН) / N·K_з = S_р3(НН)/2·0,7 = 1300/1,4 = 928 кВА;

S_т4 = S_р4(НН) / N·K_з = S_р4(НН)/2·0,7 = 1300/1,4 = 928 кВА;

S_т5 = S_р5(НН) / N·K_з = S_р5(НН)/2·0,7 = 330/1,4 = 235 кВА;

S_т6 = S_р6(НН) / N·K_з = S_р6(НН)/2·0,7 = 330/1,4 = 235 кВА;

S_т7 = S_р7(НН) / N·K_з = S_р7(НН)/2·0,7 = 550/1,4 = 393 кВА;

S_т8 = S_р8(НН) / N·K_з = S_р8(НН)/2·0,7 = 330/1,4 = 235 кВА;

S_т9 = S_р9(НН) / K_з = S_р9(НН) /0,9 = 425/0,9 = 472 кВА;

S_т10 = S_р10(НН) / K_з = S_р10(НН) /0,9 = 425/0,9 = 472 кВА;

S_т11 = S_р11(НН) / K_з = S_р11(НН) /0,9 = 425/0,9 = 472 кВА;

S_т12 = S_р12(НН) / N·K_з = S_р12(НН)/2·0,7 = 800/1,4 = 571 кВА;

S_т13 = S_р13(НН) / N·K_з = S_р13(НН)/2·0,7 = 800/1,4 = 571кВА.

При ожидаемых перегрузках мощность трансформатора выбирается с запасом. По таблице 6.51 [2] выбираются тип и номинальная мощность трансформаторов каждой цеховой ТП так, чтобы S_ном.т S_т. Результаты выбора трансформаторов цеховых ТП оформляются в табл. 1.2.

Технические характеристики выбранных трансформаторов оформляются в виде табл. 1.2.

Таблица 1.2 Характеристики выбранных цеховых трансформаторов

Тип трансф.	Sном, кВА	Uном, кВ, обмоток	uк, %	Pк, кВт	Pх, кВт	Iх, %	Rт, Ом	Xт, Ом	Qх, квар
		ВН	НН
ТМ-250/10У1	250	10,5	0,4	4,6	3,9	1,05	2,6	6,70	15,6	9,2
ТМ-400/10У1	400	10,5	0,4	4,6	5,8	1,00	2,6	3,70	10,6	12,0
ТМ-630/10У1	630	10,5	0,4	5,5	7,6	1,3	2	2,12	8,5	18,9
ТМ-1000/10У1	1000	10,5	0,4	5,5	11,9	2,30	2,1	1,22	5,35	26,0

Определяются потери активной и реактивной мощностей в трансформаторах каждой цеховой ТП в соответствии со следующими формулами [4]:

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),

Q_т =2S_ном (u_к·K_з² + I_х) / 100,

где S_ном -- номинальная мощность трансформатора, кВА;

u_к -- напряжение короткого замыкания, %;

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 / 2S_ном -- при двухтрансформаторной ТП;

I_х -- ток холостого хода трансформатора, %.

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)

P_т1 = P_т2 = 2·((760/3200)І· 18 + 3) = 22,3 кВт,

Q_т1 = Q_т2 = 2·16·(5,5·(2154/3200)І + 2,1) = 146,9 квар,

P_р1(ВН) = P_р2(ВН) = 2000 + 22,3 = 2022,3 кВт,

Q_р1(ВН) = Q_р2(ВН) = 800 + 146,9 = 946,9 квар,

S_р1(ВН) = S_{р2 (ВН)} = 2233 кВ·А;

P_т3 = P_т4 = 2·((1208/2000)І· 11,9 + 2,3) = 13,3 кВт,

Q_т3 = Q_т4 = 2·10·(5,5·(1208/2000)І + 2,1) = 82,1 квар,

P_р3(ВН) = P_р4(ВН) = 1100 + 13,3 = 1113,3 кВт,

Q_р3(ВН) = Q_р4(ВН) = 500 + 82,1 = 582,1 квар,

S_р3(ВН) = S_{р4 (ВН)} = 1256,3 кВ·А;

P_т5 = P_т7 = P_т8 = 2·((269/500)І· 3,9 + 1,05) = 4,4 кВт,

Q_т5 = Q_т7 = Q_т8 = 2·2,5·(4,6·(269/500)І + 2,6) = 19,7 квар,

P_р5(ВН) = P_р7(ВН) = P_р8(ВН) = 250 + 4,4 = 254,4 кВт,

Q_р5(ВН) = Q_р7(ВН) = Q_р8(ВН) = 100 + 19,7 = 119,7 квар,

S_р5(ВН) = S_{р7 (ВН)} = S_{р8 (ВН)} = 281,2 кВ·А;

P_т6 = 2·((555/800)І· 5,8 + 1) = 7,6 кВт;

Q_т6 = 2·4·(4,6·(555/800)І + 2,6) = 38,5 квар,

P_р6(ВН) = 500 + 7,6 = 507,6 кВт,

Q_р6(ВН) = 240 + 38,5 = 278,5 квар,

S_р6(ВН) = 578,97 кВ·А;

P_т9 = P_т10 = P_т11 = (577/1000)І· 11,9 + 2,3 = 6,3 кВт,

Q_т9 = Q_т10 = Q_т11 = 10·(5,5·(577/1000)І + 2,1) = 39,3 квар,

P_р9(ВН) = P_р10(ВН) = P_р11(ВН) = 530 + 6,3 = 536,3 кВт,

Q_р9(ВН) = Q_р10(ВН) = Q_р11(ВН) = 230 + 39,3 = 269,3 квар,

S_р9(ВН) = S_{р10 (ВН)} = S_{р11 (ВН)} = 600,1 кВ·А;

P_т12 = 2·((470/800)І· 5,8 + 1) = 6 кВт;

Q_т12 = 2·4·(4,6·(470/800)І + 2,6) = 33,5 квар,

P_р12(ВН) = 420 + 6 = 426 кВт,

Q_р12(ВН) = 210 + 33,5 = 243,5 квар,

S_р12(ВН) = 490,7 кВ·А;

P_т13 = 2·((277/800)І· 3,9 + 1,05) = 4,5 кВт;

Q_т13 = 2·4·(4,6·(277/800)І + 2,6) = 20,1 квар,

P_р13(ВН) = 250 + 4,5 = 254,5 кВт,

Q_р13(ВН) = 120 + 20,1 = 140,1 квар,

S_р13(ВН) = 290,5 кВ·А;

Результаты расчетов заносятся в табл. 1.3.

Таблица 1.3 Выбор трансформаторов цеховых ТП

№ тп	Расчетные мощности на шинах НН	Sр(1,2)	Трансформаторы	Потери в трансфор.	Расчетная мощность на шинах ВН ТП
	Рр(нн)	Qр(нн)	Sр(нн)		К-во	Тип ТМ	Sном	1,4хSном	?Pт	?Qт	Рр(вн)	Qр(вн)	Sр(вн)
	кВт	квар	кВА	кВА	шт.		кВА	кВА	кВт	квар	кВт	квар	кВА
ТП-1	700	300	760	1539	2	630	630	882	22,3	146,9	2022,3	946,9	2233
ТП-2	700	300	760	1539	2	630	630	882	22,3	146,9	2022,3	946,9	2233
ТП-3	1200	500	1300	863	2	1000	1000	1400	13,3	82,1	1113,3	582,1	1256,3
ТП-4	1200	500	1300	863	2	1000	1000	1400	13,3	82,1	1113,3	582,1	1256,3
ТП-5	300	140	330	192	2	250	250	350	4,4	19,7	254,4	119,7	281,2
ТП-6	300	140	330	396	2	250	250	350	7,6	38,5	507,6	258,5	569,6
ТП-7	500	240	550	192	2	400	400	560	4,4	19,7	254,4	119,7	281,2
ТП-8	300	140	330	192	2	250	250	350	4,4	19,7	254,4	119,7	281,2
ТП-9	370	210	425	642	1	630	630	882	6,3	39,3	536,3	269,3	600,1
ТП-10	370	210	425	642	1	630	630	882	6,3	39,3	536,3	269,3	600,1
ТП-11	370	210	425	642	1	630	630	882	6,3	39,3	536,3	269,3	600,1
ТП-12	500	200	800	336	2	630	630	882	6	33,5	426	243,5	490,7
ТП-13	500	200	800	198	2	630	630	882	4,5	20,1	254,5	140,1	290,5
	= 7310	= 3290									= 9831,4	= 4867,1

1.5 Выбор трансформаторов ГПП

По условию надёжности электроснабжения предприятия ГПП выполняется двухтрансформаторной. Определение мощности трансформаторов ГПП производится на основании расчетной нагрузки предприятия в нормальном режиме работы. В послеаварийном режиме (при отключении одного трансформатора) для надежного электроснабжения потребителей предусматривается их питание от оставшегося в работе трансформатора. При этом часть неответственных потребителей может быть отключена с целью снижения нагрузки трансформатора.

Расчетная полная мощность предприятия определяется без учета режима энергоснабжающей организации по реактивной мощности, но с учетом потерь мощности в цеховых трансформаторах (см. табл. 1.3).

Расчетная полная мощность предприятия, кВА, равна

, (1.14)

здесь

P_р = K_рм ·P_{р (ВН),}(1.15)

Q_р = K_рм ·Q_{р (ВН),}(1.16)

где P_{р (ВН)} -- суммарная расчетная активная мощность на шинах ВН всех цеховых ТП, кВт;

Q_{р (ВН)} -- суммарная расчетная реактивная мощность на шинах ВН всех цеховых ТП, квар,

кВА,

P_р = 0,9 Ч = кВт,

Q_р = 0,9 Ч = квар.

Так как на ГПП устанавливаются два трансформатора, то номинальная мощность каждого из них, кВА, определяется по условию [1, c. 85]

S_ном.т S_р /2·0,7,

100007444.

В аварийных условиях оставшийся в работе трансформатор должен быть проверен на допустимую перегрузку с учетом возможного отключения потребителей III категории надежности. Условие проверки:

1,4·S_ном.т S_р,

1400010422.

Технические характеристики трансформатора вписываются в табл. 1.4.

Таблица 1.4 Характеристики выбранных трансформаторов ГПП

Тип трансформатора	Sном, кВА	Uном, кВ, обмоток	uк, %	Pк, кВт	Pх, кВт	Iх, %	Rт, Ом	Xт, Ом	Qх, квар
		ВН	НН
ТДН 10000/220	10000	220	10,5	12	76	18	1	36,8	580	210

При питающем напряжении 220 кВ основное применение на ГПП средних предприятий находят двухобмоточные трансформаторы мощностью от 2,5 до 25 МВА.

1.6 Выбор схемы электрических соединений ГПП

Надёжность схемы должна соответствовать категории потребителей, присоединяемых к ГПП. Она обеспечивается комплексом мероприятий: правильным выбором схемы ГПП; резервированием; применением высококачественного электрооборудования, необходимых устройств защиты и автоматики и т.п.

Ремонтопригодность схемы определяется возможностью последовательного вывода в ремонт её отдельных элементов без нарушения или ограничения электроснабжения потребителей.

Оперативная гибкость схемы определяется её приспособленностью для создания необходимых эксплуатационных режимов и проведения оперативных переключений. Она оценивается количеством оперативных переключений, связанных с изменением нормального режима работы, сложностью и временем их производства. Схема должна быть простой и наглядной, обеспечивать производство переключений при минимальном числе операций.

Наиболее простыми и экономичными являются ГПП с упрощёнными схемами РУ высшего напряжения. РУ 35--220 кВ таких подстанций выполняется по схеме блоков питающая линия -- трансформатор, без сборных шин, с минимальным количеством коммутационных аппаратов, а вместо дорогостоящих высоковольтных выключателей, как правило, используются более простые электрические аппараты (разъединители, отделители, короткозамыкатели). Именно такая схема выбрана в курсовой работе.

1.7 Электрический расчет питающей ЛЭП напряжением 220 кВ С учетом трансформаторов ГПП

1.7.1 Расчет электропередачи при максимальной нагрузке

А. Выбор марки и сечения проводов ЛЭП-220 кВ.

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

(1.17)

где Р_P и Q_P -- расчётные активная и реактивная мощности на шинах 10 кВ ГПП, МВт, Мвар;

ДР_Т и ДQ_Т -- потери активной и реактивной мощностей в трансформаторах, МВт, Мвар;

, здесь -- коэффициент загрузки трансформаторов, -- номинальная мощность трансформаторов, МВА, -- потери холостого хода и короткого замыкания трансформаторов, МВт;

, здесь -- реактивная намагничивающая мощность холостого хода трансформатора, Мвар; I_X -- ток холостого хода трансформаторов, %; -- реактивная мощность короткого замыкания, потребляемая трансформатором при номинальной нагрузке, Мвар; u_к -- напряжение короткого замыкания трансформаторов, %.

МВт,

МВт,

;

Мвар,

Мвар,

Мвар,

Мвар;

МВА.

Определяется расчетный максимальный ток линии, А

,(1.18)

где U_ном -- номинальное напряжение линии, кВ;

S_1-2 -- полная расчетная мощность линии, МВА,

Расчетный ток, А, для одной цепи линии равен

,

Выбирается марка проводов линии [8, с. 57]. Рекомендуется выбрать провод марки АС.

В зависимости от выбранной марки провода и Т_mах предприятия находится экономическая плотность тока j_Э [А/мм²], по которой определяется экономически выгодное сечение провода, мм² [4, с. 85]

(1.19)

По табл. 4.9 [8] выбирается ближайшее стандартное сечение провода и выписывается его длительно допустимый ток нагрузки I_доп.

Согласно ПУЭ для напряжения 220 кВ минимальное допустимое сечении провода равно 240 мм.

Выбранное экономическое сечение провода проверяется по допустимому нагреву током в послеаварийном режиме (при аварийном отключении одной цепи линии). Условие проверки: I_доп I_p, А,

610 14,27.

Б. Составление схемы замещения электропередачи и расчёт её параметров

Первым этапом расчета электропередачи является составление ее схемы замещения, называемой расчетной схемой. Составить схему замещения какой-либо сети -- это значит выбрать схему замещения каждого элемента сети тов в той же последовательности, в какой соединены эти элементы в рассматриваемой сети; привести все параметры схемы замещения сети к одной ступени напряжения и по возможности упростить полученную схему [8, с. 463]. Схема замещения показана в П1.4.

Для выбранного сечения проводов по табл. П.1-2, П.1-3, П.1-4 [6] выписываются удельные активное и реактивное сопротивления и удельная реактивная проводимость линии (r₀, Ом/км; х₀, Ом/км; b₀, См/км10^-6), и определяются параметры схемы замещения двухцепной линии:

,

, (1.20)

,

,

где R_1-2, X_1-2 -- активное и индуктивное сопротивления двухцепной ВЛ, Ом;

В_1-2 -- реактивная емкостная проводимость двухцепной ВЛ, См;

Q_в -- зарядная мощность двухцепной ВЛ, Мвар;

L -- длина линии, км,

Ом,

Ом,

См,

Мвар,

Мвар.

Для ранее выбранных трансформаторов ГПП по табл. 6.47 [2, с. 284] находятся активное и индуктивное сопротивления обмоток трансформаторов и реактивная мощность холостого хода Q_X.

,

,

, (1.21)

,

где R_2-3, X_2-3 -- активное и индуктивное сопротивления трансформаторов, Ом;

В_т -- реактивная индуктивная проводимость трансформаторов, См;

Q_х -- намагничивающая мощность холостого хода трансформатров, мвар;

S_ном.т -- номинальная мощность трансформаторов, МВА;

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

Р_т -- потери короткого замыкания трансформаторов, кВт;

u_к -- напряжение короткого замыкания трансформаторов, %;

I_х -- ток холостого хода трансформаторов, %,

Ом.

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

Таблица 1.5 Параметры схемы замещения двухцепной линии (ветви 1--2)

Fэ		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
240	14,27	0,118	0,433	2,61	1,89	6,928	0,000167	0,00808

Таблица 1.6 Параметры схемы замещения двух параллельно работающих трансформаторов (ветви 2--3)

Тип трансформаторов	Количество	Sном, МВА	Номинальное напряжение обмоток, кВ	Параметры трансформаторов (ветви 2--3)
				R2-3 = Rт, Ом	X2--3 =Xт, Ом	B2-3=Bт, См	Qх, Мвар
			ВН	НН
ТДН 10000/220	2	10	220	10,5	18,392	290	0,0000041	0,2

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

Для всех узлов схемы замещения, кроме питающего, напряжение электропередачи задается равным номинальному (U_ном =220 кВ) и производится расчет баланса (распределения) мощностей по ветвям схемы в направлении от наиболее удаленного узла 3 к питающему узлу 1.

Активная, МВт, реактивная, Мвар, и полная, МВА, мощности в конце ветви 2--3 определяются по формулам

,

,

;

МВт,

Мвар

МВА.

Потери мощностей, соответственно МВт, Мвар, МВА, в ветви 2--3 (в обмотках трансформаторов) равны:

,

, (1.22)

,

где U_ном -- номинальное напряжение электропередачи, кВ,

Определяются мощности, соответственно МВт, Мвар, МВА, в начале ветви 2--3

,

, (1.23)

.

Мощность, МВА, поступающая в трансформаторы (на схеме не обозначена)

, (1.24)

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

,

,(1.25)

;

Потери мощностей соответственно МВт, Мвар, МВА в ветви 1--2 (в сопротивлениях линии):

(1.26)

Мощности в начале ветви 1--2 (в начале линии) соответственно МВт, Мвар, МВА:

,

,

, (1.27)

Расчетные мощности, МВт, Мвар, МВА, потребляемые с шин 220 кВ РТП:

,

, (1.28)

,

Коэффициент мощности в начале линии (на шинах РТП)

, (1.29)

Коэффициент полезного действия электропередачи

,(1.30)

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

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

,(1.31)

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

,(1.32)

Напряжение в конце ветви 1--2, т.е. на шинах 220 кВ ГПП, кВ

,(1.33)

Потеря напряжения в ветви 1--2 (в линии), кВ

, (1.34)

Составляющие падения напряжения в ветви 2--3 (в трансформаторах) и напряжение в конце ветви 2--3, т.е. на шинах 220 кВ ГПП, приведенное к стороне ВН трансформаторов, кВ

,

, (1.35)

,

,

Потеря напряжения в электропередаче при максимальной нагрузке:

определенная в кВ

,

определенная в процентах

Действительное напряжение на шинах 10 кВ ГПП

, (1.36)

где n_Т -- коэффициент трансформации трансформаторов,

Результаты расчета баланса мощностей в электропередаче сводятся в табл. 1.7.

Результаты расчета уровней напряжений в электропередаче сводятся в табл. 1.8.

1.7.2 Расчет баланса мощностей и уровней напряжения в электропередаче при минимальной нагрузке

Расчет баланса мощностей и уровней напряжения в электропередаче в режиме минимальной нагрузки выполняется по методике расчета при максимальной нагрузке, но с учетом, что минимальная нагрузка (в ночной период) на шинах 10 кВ, составляет 25 - 30 % от расчетной максимальной нагрузки, с тем же коэффициентом мощности.

Результаты расчета сводятся в табл. 1.7, 1.8.

1.7.3 Расчет баланса мощностей и уровней напряжения электропередачи в послеаварийном режиме

В послеаварийном режиме (при обрыве одной цепи ЛЭП и соответственно работе одного трансформатора на ГПП) изменяются параметры схемы замещения электропередачи. Параметры увеличиваются в 2 раза, а параметры уменьшаются в 2 раза. Нагрузка на шинах 10 кВ ГПП и напряжение на шинах РТП принимаются как при максимальном режиме. Расчет баланса мощностей и уровней напряжения в электропередаче в послеаварийном режиме выполняется по методике расчета при максимальной нагрузке.

Результаты расчета сводятся в табл. 1.7, 1.8.

1.7.4 Выбор рабочих ответвлений на обмотках ВН трансформаторов и определение действительных напряжений на шинах 10 кВ ГПП

Регулирование напряжения под нагрузкой у двухобмоточных трансформаторов осуществляется со стороны высшего напряжения в зависимости от заданного напряжения вторичной обмотки, к которой непосредственно присоединена распределительная сеть 10 кВ.

Желаемая величина напряжения на шинах 10 кВ ГПП, обеспечивающая нормальную работу присоединенных к ней потребителей [6, с. 256], принимается равной:

в режиме максимальных нагрузок -- 10,5--10,7 кВ;

в режиме минимальных нагрузок -- 10,2--10,4 кВ.

Исходя из найденных расчетом значений напряжений на шинах 10 кВ, приведенных к стороне высшего напряжения трансформаторов, определяются рабочие ответвления обмоток ВН трансформаторов для разных режимов нагрузки. После этого находятся действительные напряжения на этих шинах при работе трансформаторов на выбранных ответвлениях.

При электрическом расчете электропередачи получены расчетные напряжения на шинах 10 кВ ГПП, приведенные к стороне ВН трансформаторов: при максимальной нагрузке 212,4 кВ; при минимальной нагрузке 217,8 кВ. На ГПП установлены два двухобмоточных трансформатора типа ТДН-10000/220 мощностью 10 МВА каждый. Пределы регулирования напряжения 12 1%. Номинальное напряжение обмоток ВН -- 220 кВ, НН -- 10,5 кВ. Требуется выбрать рабочие ответвления обмотки ВН трансформаторов для разных режимов нагрузки шин 10 кВ ГПП и определить действительные напряжения на этих шинах при работе трансформаторов на выбранных ответвлениях.

Выбор рабочего ответвления для режима максимальной нагрузки

Желаемое напряжение на шинах 10 кВ ГПП при максимальной нагрузке принимаем 10,6 кВ. Расчетное напряжение на шинах 10 кВ ГПП в режиме максимальной нагрузки, приведенное к стороне ВН трансформаторов, равно 212,4 кВ. Действительное расчетное напряжение на шинах 10 кВ при работе трансформаторов на основном ответвлении обмотки ВН (0 %), т.е. при коэффициенте трансформации n_T = 220/10,5, будет равно

т.е. ниже принятого уровня желаемого напряжения. Отсюда следует, что для получения принятого уровня желаемого напряжения необходимо уменьшить коэффициент трансформации.

Примем число витков обмотки ВН при работе на основном ответвлении за 100 %. Тогда необходимое относительное снижение числа витков обмотки ВН трансформаторов для получения желаемого напряжения на шинах, равного 10,6 кВ, вместо расчетного 10,14 кВ будет равно

что соответствует работе обмотки ВН или на ответвлении -4 1% = -4 % (с пониженным относительно желаемого напряжением).

Выберем рабочее ответвление обмотки ВН с относительным числом витков, равным 96%. Напряжение на шинах 10 кВ при работе обмотки на этом ответвлении будет равно

Выбор рабочего ответвления для режима минимальной нагрузки

Желаемое напряжение на шинах 10 кВ в режиме минимальной нагрузки принимаем равным 10,2 кВ. Расчетное напряжение на шинах 10 кВ, приведенное к стороне ВН трансформаторов, при минимальной нагрузке равно 217,8 кВ. Действительное расчетное напряжение на шинах 10 кВ при работе трансформаторов на основном ответвлении (0 %), т.е. с номинальным коэффициентом трансформации, будет равно

т.е. выше принятого уровня желаемого напряжения. Отсюда следует, что для достижения принятого уровня желаемого напряжения необходимо увеличить коэффициент трансформации трансформаторов.

Примем число витков обмотки ВН при работе на основном ответвлении за 100 %.

Тогда необходимое относительное повышение числа витков обмотки ВН трансформаторов для получения желаемого напряжения на шинах, равного 10,2 кВ, вместо расчетного 10,4 кВ будет равно

Выберем рабочее ответвление обмотки ВН +2 1 % = 2 %, т.е. работу ее с относительным числом витков, равным 101 %. Напряжение на шинах 10 кВ при работе обмотки ВН трансформаторов на этом ответвлении будет равно

.

Выбор рабочего ответвления для аварийного режима

Желаемое напряжение на шинах 10 кВ ГПП в аварийном режиме принимаем 10,5 кВ. Расчетное напряжение на шинах 10 кВ ГПП в аварийном режиме, приведенное к стороне ВН трансформаторов, равно 203,7 кВ. Действительное расчетное напряжение на шинах 10 кВ при работе трансформаторов на основном ответвлении обмотки ВН (0 %), т.е. при коэффициенте трансформации n_T = 220/10,5, будет равно

т.е. ниже принятого уровня желаемого напряжения. Отсюда следует, что для получения принятого уровня желаемого напряжения необходимо уменьшить коэффициент трансформации.

Примем число витков обмотки ВН при работе на основном ответвлении за 100 %. Тогда необходимое относительное снижение числа витков обмотки ВН трансформаторов для получения желаемого напряжения на шинах, равного 10,5 кВ, вместо расчетного 9,7 кВ будет равно

что соответствует работе обмотки ВН или на ответвлении -9 1% = -9 % (с пониженным относительно желаемого напряжением).

Выберем рабочее ответвление обмотки ВН с относительным числом витков, равным 9%. Напряжение на шинах 10 кВ при работе обмотки на этом ответвлении будет равно

Таблица 1.7 Баланс мощностей электропередачи

Мощность и потери мощности в звеньях электропередачи	Максимальная нагрузка	Минимальная Нагрузка	Послеаварийный режим
	P	Q	P	Q	P	Q
	МВт	Мвар	МВт	Мвар	МВт	Мвар
Мощность, потребляемая с шин 10 кВ ГПП	9,339	4,623	2,791	1,381	9,339	4,623
Потери в обмотках трансформаторов	0,04	0,65	0,004	0,06	0,08	1,3
Потери в проводимостях трансформаторов	--	0,85	--	0,85	--	0,85
Мощность, потребляемая трансформаторами	9,339	4,623	2,791	1,381	9,339	4,623
Зарядная мощность ЛЭП	--	0,00808	--	0,00808	--	0,00404
Мощность в конце ЛЭП	9,339	4,623	2,791	1,381	9,339	4,623
Потери мощности в сопротивлениях ЛЭП	0,005	0,017	0,0004	0,0015	0,01	0,04
Мощность в начале ЛЭП	9,345	5,467	2,794	1,641	9,391	6,041
Мощность, потребляемая от РТП	9,345	5,446	2,794	1,637	9,391	5,979
сos ц1 (на присоединении ЛЭП к РТП)	0,86	0,86	0,84
КПД электропередачи	99,51	99,84	99

Таблица 1.8 Расчет уровней напряжений в электропередаче

Напряжения и потери напряжения в звеньях электропередачи	Максимальная нагрузка	Минимальная нагрузка	Послеаварийный режим
	Прод. сост.	Попер. сост.	Полн.	Прод. сост.	Попер. сост.	Полн.	Прод. сост.	Попер. сост.	Полн.
	кВ	кВ	кВ	кВ	кВ	кВ	кВ	кВ	кВ
Напряжение в начале ЛЭП	--	--	220	--	--	220	--	--	220
Падение (потеря) напряжения в ЛЭП	0,25	0,24	0,25	0,08	0,07	0,1	0,54	0,49	0,54
Напряжение в конце ЛЭП	--	--	212,4	--	--	217,8	--	--	203,7
Падение (потеря) напряжения в Трансформ.	7,71	12,76	7,35	2,13	3,56	2,1	17,15	23,6	15,76
Надбавка напряжения в транс-форматорах	--	--	4	--	--	2	--	--	9
Напряжения на ши-нах 10 кВ ГПП	--	--	10,14	--	--	10,34	--	--	9,7
Отклонение напряжения на ши-нах 10 кВ ГПП, %	--	--	-3,4	--	--	1,9	--	--	-8,6

2. Проектирование внутренней электрической сети напряжением 10 кВ

2.1 Выбор схемы распределительной сети предприятия

Выбор схемы сетей напряжением 10(6) кВ предприятия определяется количеством, мощностью и расположением цеховых ТП, а также категорийностью нагрузок.

Цеховые ТП с нагрузками I и II категорий должны питаться по резервированным схемам. Наиболее целесообразно выбрать кольцевые схемы, а для отдельных ТП -- двойные радиальные или магистральные линии.

Количество цеховых ТП в кольцевой линии не должно превышать, как правило, 4--5. Кольцевые сети в большинстве случаев принимаются однородными, а магисстральные линии с односторонним питанием -- с переменным сечением по участкам. Для питания цеховых ТП с нагрузками III категории необходимо применить более простые не резервированные радиальные и магистральные схемы. В курсовой работе радиальными резервированными линиями запитаны ТП1, ТП2, ТП3 и ТП4 имеющие в своем составе потребители I и II категории. По одиночной разомкнутой магистрале запитаны потребители III категории, это ТП10, ТП11, ТП9. А также имеются два кольца по три потребителя, с нагрузками II категории (ТП5, ТП7, ТП13, а также ТП8, ТП12, ТП6). В условиях промышленных предприятий сети напряжением 10(6) кВ выполняются кабельными.

2.2 Расчет разомкнутых электрических сетей напряжением 10 кВ

2.2.1 Расчет радиальных распределительных кабельных линий напряжением 10 кВ

По радиальным распределительным линиям электроэнергия от шин 10(6) кВ ГПП (ГРП, РП) подается к цеховым ТП. Радиальные линии от ГПП к промежуточным РП или к ТП, совмещенным с РП, называются питающими.

ТП1, ТП2, ТП3, ТП4 запитаны по радиальной схеме с резервированием.

Определяется cos ц нагрузки и выписываются полные мощности источников из таблицы 1.3.

,

,

, (2.1)

,

.

Определяются расчетные токи линий, А, в нормальном (I_P) и послеаварийном (I_{P. па}) режимах при аварийном отключении одной из линий

(2.2)

(2.3)

где S_P -- расчетная полная мощность нагрузки, кВА;

U_ном -- номинальное напряжение линий, кВ.

Определяется экономически выгодное сечение жил кабельных линий, мм², по экономической плотности тока j_Э, которая зависит от материала жил и продолжительности использования максимума нагрузки T_max [4, с. 85]

,

По результатам расчета из [4, c. 85] выбраны кабели марки ААШв сечением 70 (ТП1, ТП2) и 35 (ТП3, ТП4), с допустимыми токами равными

Определяется коэффициент загрузки кабельных линий в нормальном режиме электрический радиальный кабельный

, (2.4)

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

К₁ -- поправочный коэффициент, зависящий от числа работающих кабелей (при двух кабелях К₁ = 2);

К₂ -- поправочный коэффициент, зависящий от фактической температуры среды; при прокладке в земле и температуре 15 ^оС -- К₂ =1,

Выбранное экономическое сечение жил кабельных линий проверяется по допустимому нагреву расчетным током послеаварийного режима с учетом допустимой перегрузки в послеаварийном режиме и снижения допустимого тока в нормальном режиме при прокладке кабелей в одной траншее [1, с. 60]. Условие проверки:

,(2.5)

К_п.доп -- коэффициент допустимой перегрузки кабеля в послеаварийном режиме. Определяется по табл. 3.3 [1] в зависимости от коэффициента предварительной загрузки (К_з ), вида прокладки и времени ликвидации аварии;

Определяются потери напряжения, В, а также в процентах:

в нормальном режиме

(2.6)

где r_o, x_o -- удельные активное и индуктивное сопротивления каждой линии, Ом/км. Значения удельных сопротивлений для кабельных линий приведены в табл. 3.5 [1];

L -- длина линии, км;

соs ц -- коэффициент активной мощности нагрузки в конце линий;

sin ц -- коэффициент реактивной мощности нагрузки в конце линии.

, (2.7)

в послеаварийном режиме

Выбранное сечение жил кабельных линий проверяется по потере напряжения в нормальном и послеаварийном режимах. Условия проверки:

где ДU_доп % -- допустимая потеря напряжения в нормальном режиме;

ДU_доп.па % -- допустимая потеря напряжения в послеаварийном режиме.

Определяются потери активной и реактивной мощностей в линиях, соответственно кВт и квар

,

где -- активное сопротивление двух параллельных кабельных линий, Ом;

(2.8)

индуктивное сопротивление двух параллельных кабельных линий, Ом;

, (2.9)

Определяются потери активной энергии в линиях за год, кВтч

(2.10)

где _max -- продолжительность максимальных потерь, которая определяется по графикам на рис. 2.24 [4] в зависимости от T_max и cos ц нагрузки,

2.2.2 Расчет линий напряжением 10 кВ с несколькими нагрузками

По одиночной разомкнутой магистрали запитаны ТП10, ТП11, ТП9, обозначенные на схеме и в расчетах 1,2 и 3 соответственно.

Данные для расчета берутся из таблицы 1.3.

Начиная с удаленной точки, определяются мощности участков сети через мощности нагрузок, используя первый закон Кирхгофа

P_2-3 = P₃,

P_1-2 =P₂ + P₃,

P_0-1 = P₁ + P₂ + P₃,

Q_2-3 = Q₃,

P_2-3 = 536,3 кВт,

P_1-2 =536,3 + 536,3 = 1072,6 кВт,

P_0-1 = 536,3 + 536,3 + 536,3 = 1608,9 кВт,

Q_2-3 = 269,3 квар,

Q_1-2 =269,3 + 269,3 = 538,6 квар,

Q_0-1 = 269,3 + 269,3 + 269,3 = 807,9 квар.

Определяются токи участков линии, необходимые для расчета экономически выгодных сечений жил кабелей, А

(2.11)

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

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

U_ном -- номинальное напряжение сети, кВ,

Выбираем кабель ААШв.

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

где j_Э -- экономическая плотность тока на участках линии, A/мм²,

Экономические сечения жил кабеля, полученные в результате расчетов, округляются до ближайших стандартных, таким образом выбраны сечения

Выбранные экономические сечения жил кабеля на участках линии проверяются по допустимому нагреву током. Условие проверки:

, А,

где K_попр -- поправочный коэффициент (см. формулу 2.4),

Определяются активное и индуктивное сопротивления каждого участка линии, Ом

где r_{0 i}, x_{0 i} -- удельные активное и индуктивное сопротивления каждого участка линии, Ом/км;

l_i -- длина каждого участка, км,

Определяется потеря напряжения, В, на каждом участке линии

,(2.12)

Определяется потеря напряжения ДU_max, В, до наиболее удаленной точки линии

или в процентах

,

Линия проверяется по допустимой потере напряжения по условию

,

Определяются потери активной, кВт, и реактивной, квар, мощностей на каждом участке линии

Определяются суммарные потери активной, кВт, и реактивной, квар, мощностей в линии:

Определяются годовые потери активной энергии на участках линии, кВтч

где -- время максимальных потерь на каждом участке линии, ч, которое определяется по графикам на рис. 2.24 [4],

Определяются суммарные годовые потери электроэнергии в линии, кВтч

Результаты расчетов сводятся в табл. 2.1.

Таблица 2.1 Результаты расчета линии 10(6) кВ с несколькими нагрузками

Расчетные величины	Участки линии	Для всей линии
	0--1	1--2	2--3
Pi, MВт	1,6089	1,0726	0,5363	--
Qi, Mвap	0,8079	0,5386	0,2693	--
Ii, A	99	66	33	--
Fэ.i, мм2	82,5	55	27,5	--
Марка кабеля	ААШв	ААШв	ААШв	--
Iдоп.i, A	205	165	115	--
r0 i, Ом/км	0,326	0,443	0,89	--
x0 i, Ом/км	0,083	0,086	0,095	--
Ri, Ом	0,47	0,18	0,31	--
Xi, Ом	0,12	0,03	0,03	--
ДUi, %	81,25	19,9	16,6	117,75
ДPi, кВт	13,81	2,35	1,01	17,17
ДQi, квар	3,53	0,4	0,1	4,03
ДWi, кBтч	82860	14100	6060	103020

2.3.3 Расчет простых замкнутых электрических сетей напряжением 10 кВ

По замкнутой схеме в курсовой работе запитаны ТП5, ТП7, ТП13 в кольцо 1, и ТП8, ТП12, ТП6 в кольцо 2.

Схема замкнутой кольцевой сети приведена в П2.2

Данные для расчета взяты из таблицы 1.3

Предполагая, что линия выполнена кабелем одного сечения, находится предварительное распределение мощности по участкам линии.

Мощности на головных участках сети определяются по формулам:

, (2.13)

, (2.14)

(2.15)

(2.16)

Мощность на других участках линии определяется на основе первого закона Кирхгофа. Например,

если тогда

если тогда

Находится точка токораздела (это точка, в которую мощность поступает с двух сторон).

Определяются токи на участках линии, А

(2.17)

Выбирается кабель марки ААШв.

В зависимости от материала жил и времени использования максимума нагрузки находится экономическая плотность тока, по которой определяется экономическое сечение жил кабеля на каждом участке линии [4, с. 85]

,

Экономические сечения жил кабеля, полученные в результате расчетов, округляются до ближайших стандартных, таким образом выбраны сечения

Выбранные экономические сечения жил кабеля на участках линии проверяются по допустимому нагреву током в нормальном режиме.

Условие проверки: А,

Выбранные экономические сечения жил кабеля на участках линии проверяются по допустимому нагреву током в наиболее тяжелом послеаварийном режиме из предположения обрыва наиболее загруженного участка сети. Например, для рассматриваемой сети (П.2.2) это обрыв участка 0--1.

Определяются мощности на участках линии в послеаварийном режиме:

,

, (2.18)

,

Определяются токи участков линии в послеаварийном режиме, А

(2.19)

Выбранные экономические сечения жил кабеля на участках линии проверяются по допустимому нагреву током в послеаварийном режиме. Условие проверки: I_доп.i I_i .

Определяются активное и индуктивное сопротивления каждого участка линии,

Определяется действительное распределение мощностей по участкам линии. Мощности на головных участках линии определяются по формулам:

(2.20)

(2.21)

Мощность на других участках линии определяется на основе первого закона Кирхгофа.

если тогда

если тогда

Определяется потеря напряжения, В, в нормальном режиме до точки токораздела при действительном распределении мощностей.

, (2.22)

(2.23)

-- активное и индуктивное сопротивления каждого участка от точки до точки токораздела, Ом. Тогда

(2.24)

или в процентах

Определяется потеря напряжения, В, до наиболее удаленной точки в послеаварийном режиме. Для рассматриваемой линии в послеаварийном режиме (П.2,3) она равна

(2.25)

или в процентах

Проверяются выбранные сечения кабеля по допустимой потере напряжения в нормальном (до точки раздела) и наиболее тяжелом послеаварийном режимах. Условия проверки:

где -- допустимая потеря напряжения в нормальном режиме составляет 6--8 % [6, с. 119];

-- допустимая потеря напряжения в послеаварийном режиме составляет 10--12 % [6, с. 119].

Результаты расчетов сводятся в табл. 2.2.

Таблица 2.2 Результаты расчета кольцевой сети 10(6) кВ

Расчетные величины	Участки линии	Примечания
	0--1	1--2	2--3	3--
, МВт	0,42116	0,16676	0,08764	0,34204
	0,19816	0,07846	0,04124	0,16094
, A	25,6	10,1	5,3	20,8
мм2	21,3	8,4	4,4	17,3
Марка кабеля	ААШв	ААШв	ААШв	ААШв
А	90	75	75	90
Ом/км	1,24	1,94	1,94	1,24
Ом/км	0,099	0,113	0,113	0,099
Ом	1,36	0,64	0,87	1,74
Ом	0,11	0,04	0,06	0,14
	0,7	До точки раздела
	1,7	В наиболее тяжелом послеаварийном режиме

Расчет кольца 2 с ТП8, ТП12, ТП6 проводится по аналогичной методике с нагрузками взятыми из таблицы 1.3. Результаты расчетов сводятся в таблицу 2.3.

Таблица 2.3 Результаты расчета кольцевой сети 10(6) кВ

Расчетные величины	Участки линии	Примечания
	0--1	1--2	2--3	3--
, МВт	0,631	0,3766	0,0494	0,5566
	0,3297	0,210	0,0335	0,292
, A	39,1	23,7	3,2	34,6
мм2	32,6	19,75	2,7	28,8
Марка кабеля	ААШв	ААШв	ААШв	ААШв
А	115	90	75	115
Ом/км	0,89	1,24	1,94	0,89
Ом/км	0,095	0,099	0,113	0,095
Ом	0,67	0,31	0,44	0,89
Ом	0,07	0,02	0,03	0,095
	0,55	До точки раздела
	1,18	В наиболее тяжелом послеаварийном режиме

Заключение

По результатам расчета очевидно что предприятие является средней мощности (10 МВА), с потребителями всех трех категорий, а также с приемным пунктом в виде ГПП, расположенном, довольно, далеко от источника питания. Дальность расстояния дала нам возможность в качестве питающих линий использовать ЛЭП, а наличие потребителей I и II категории сделать ее двухцепной. По этой же причине на ГПП были выбраны 2 трансформатора ТДН 10000/220. В аварийных условиях оставшийся в работе трансформатор был проверен на допустимую перегрузку с учетом возможного отключения потребителей III категории надежности. Выбранные трансформаторы проверку прошли. Так же был проведен электрический расчет питающей ЛЭП который состоял в том, чтобы по известной мощности в конце электропередачи и заданному напряжению в ее начале, определить напряжение в конце электропередачи и мощность в ее начале. Расчет проводил для трех вариантов работы: в максимальном режиме, в минимальном (ночной период) и в послеаварийном (при отключении одного из трансформаторов). По ходу расчета был выбран провод марки АС сечением 240мм (согласно ПУЭ допустимое минимальное сечение для ЛЭП 220 кВ 240мм). Так же по заданным мощностям были выбраны трансформаторы для ЦП. Все ТП питающие потребители I и II категории определили двухтрансформаторными, а III - однотрансформаторными.

Во второй главе проектировалась и рассчитывалась сеть внутреннего электроснабжения. С учетом потребителей по категории надежности были выбраны разные схемы электроснабжения. Потребители I категории были запитаны по радиальным схемам с резервированием, потребители III категории запитали по односторонней магистральной, а потребители II категории были «взяты» в кольцо. В сам расчет входило определение сечения кабелей по расчетному току и расчет потерь напряжения.