55
2
ii
ср.кв.
i
Qt
Q
t
, (2.50)
ср.кв.
17644,8
Q 27,11 МВар
24
,
з
з
22
зз
Р
cos ,
РQ
(2.51)
з
22
58,39
cos 0,89,
58,39 29,19
22
ср.кв. ср.кв. ср.кв.
S Р Q ,
(2.52)
22
ср.кв.
S 54,24 27,11 60,64 МВА
Мощность одного трансформатора для n-трансформаторной
подстанции:
ср.кв.
тр
S
S
n
, (2.53)
тр
60,64
S 30,32 МВА
2
.
Предварительно с учетом перспективы развития предприятия
выбираем трансформатор типа ТРДН-40000/110/10 У1 с регулировкой
напряжения под нагрузкой (РПН) и делаем проверку на эксплуатационную
перегрузку.
Коэффициент предварительной загрузки К
1
:
2
ii
1
тр i
St
1
К
S n t
, (2.54)
1
1 72767,4
К 0, 69
40 2 24
.
Коэффициент аварийной перегрузки К
2
определяется по полной
мощности, которая больше среднеквадратичной S
t
S
ср.кв.
в период
времени t:
56
i
2
Δt i
2
тр i
S Δt
1
К
S Δt
, (2.55)
где
i
t
S
- полная мощность по графику нагрузки, превышающая
ср.кв
S
за
период времени
i
t
.
2
1 20667,8
К 1,47
40 6
.
Коэффициент максимума:
max
max
ТР
S
K
S
, (2.56)
max
65,28
K 1,63
40
.
Если
2 max
К 0,9 К
, следует принять
2 max
K 0,9 K
.
2 max
К 1,47 0,9 К 0,9 1,63 1, 47
Принимаем
2
К 1,47
.
Для режима кратковременных аварийных перегрузок коэффициент
аварийной перегрузки не должен превышать значения
2
K 1,5
. Проводим
сравнение с коэффициентом K
2
:
22
К 1,47 K 1,5
Условие по перегрузочной способности для трансформатора в
послеаварийном режиме выполняется, следовательно, трансформаторы
подобраны правильно.
2.5.4. Выбор питающих линий электропередач
Выбор экономически целесообразного сечения ВЛ целесообразно
проводить по экономической плотности тока (J
эк
) так как этот фактор
является определяющим [10]. Величина J
эк
зависит от материала провода и
числа часов использования максимума нагрузки (Тmax).
Условия выбора и проверки сечения питающей линии следующие:
57
– по экономической плотности тока (J
эк
);
– по допустимой величине тока в послеаварийном режиме (I
пар
);
– по падению напряжения в линии в нормальном и послеаварийном
режимах (
%U
);
– по условиям короны;
– по механической прочности.
При выборе необходимо учесть потери в трансформаторах. Для
выбранного трансформатора ТРДН-40000/110:
к
Р 160 кВт
,
х.х
Р 40 кВт
,
хх %
I 0,55%
,
кз%
U 10,5%
.
Определяем потери в трансформаторе:
2
р
к
т хх
тр
S
Р
Р Р n
nS
(2.57)
2
т
160 65278,7
Р 40 2 293,1 кВт
2 40000
,
2
хх тр кз% тр р
т
тр
n I S U S S
Q
100 100 n S
, (2.58)
2
т
2 0,55 40000 10,5 40000 65278,7
Q 6033 кВар
100 2 100 40000
.
Расчетная мощность с учетом потерь в трансформаторе:
22
расч р.нн.ппэ т р.нн.ппэ т
SP Р Q Q
, (2.59)
22
расч
S 58388,6 293,1 41790,5 6033 75700,92 кВА
.
Ток в линии в нормальном режиме:
расч
н.р.
с
S
I
n 3 U
, (2.60)
где n – количество цепей на ЛЭП,
Uс – номинальное напряжение сети, кВ.
58
н.р.
75700,92
I 198,7 А
2 3 110
.
Ток в линии в послеаварийном режиме (ПАР):
расч
пар
с
S
I
3U
, (2.61)
пар
75700,92
I 397,4 А
3 110
.
Сечение провода ВЛ выбирается по экономической плотности тока:
э
.р.н
э
J
I
F
, (2.62)
Экономическая плотность тока для алюминия и
max
Т 7940
ч равна
Jэк = 1,2 А/мм2.
2
э
198,7
F 165,6 мм
1,2
.
Полученное сечение округляем до ближайшего большего
стандартного значения. Предварительно выбираем сталеалюминиевый
провод марки АС–185/29, допустимый ток для этого провода равен 510 А.
Производим проверку выбранного сечения провода ЛЭП по
допустимому току. Выбранное сечение проверяется по допустимому
нагреву (по допустимому току) в нормальном и послеаварийном режимах
согласно условия:
дПАР
II
, (2.63)
пар д
I 397,4 А I 510 А
.
Сечение по данному условию подходит.
Удельные сопротивления выбранного сечения провода (активное и
реактивное)
0
r 0,1591
Ом/км,
0
x 0,409
Ом/км.
Проверяем сечение провода по падению напряжения в линии в
нормальном и послеаварийном режимах:
59
зз
%
2
н
Р R Q X
U 100% 5%
U
. (2.64)
Параметры ЛЭП определяем по выражениям:
0
rl
R
n
, (2.65)
0,1591 12
R 0,955
2
Ом,
0
хl
Х
n
, (2.66)
0,409 12
X 2,454
2
Ом.
Определяем падения напряжения в линии в нормальном и
послеаварийном режимах:
%н.р
2
58,39 0,955 29,19 2,454
U 100% 1,05 % 5%
110
,
%п .а .р
2
58,39 1,91 29,19 4,908
U 100% 2,1 % 5%
110
.
Потери напряжения не превышают допустимых значений.
Проверка проводников воздушной линии электропередачи по
условиям короны и радиопомех на напряжении 110 кВ и сечением более 70
мм2 не производится [1].
Таким образом, выбранные провода ВЛЭП-110 марки АС–185/29
удовлетворяют всем условиям проверки.
2.5.5. Выбор числа и мощности трансформаторов цеховых
подстанций
При проектировании рекомендуется применять комплектные
трансформаторные подстанции (КТП) [7]. Правильный выбор числа,
мощности и типа трансформаторов цеховых подстанций важен для
построения рациональной схемы электроснабжения предприятия. При
60
этом учитываются надежностный, экономический и эксплуатационный
аспекты.
Выбор числа трансформаторов связан с режимом работы
потребителей и категорией надежности питания ЭП. На заводе имеются
электроприемники всех трех категорий (таблица 1.1).
Определение мощности трансформаторов производим исходя из
оптимальной их загрузки в нормальном режиме [7]. При этом мощность
трансформаторов (Sтр) определяется по полной расчетной мощности цеха
(S
ц
) за максимально загруженную смену с учетом требований по
надежности электроснабжения:
ц
тр
з
S
S,
NK
(2.67)
где N – число трансформаторов, о.е.;
Kз – коэффициент оптимальной загрузки трансформаторов при работе в
нормальном режиме, о.е.
Для трансформаторов цеховых подстанций следует, как правило,
принимать следующие коэффициенты оптимальной загрузки [7]:
– для цехов с преобладающей нагрузкой I категории – 0,65–0,7;
– для цехов с преобладающей нагрузкой II категории – 0,7–0,8;
– для цехов с преобладающей нагрузкой III категории – 0,9–1,0.
При выборе мощности трансформаторов следует стремиться к
установке трансформаторов не более трех-четырёх мощностей. Это
облегчает замену поврежденных трансформаторов и ведет к сокращению
складского резерва трансформаторов. Выбранные трансформаторы
необходимо проверить на перегрузочную способность [9].
Если нагрузка цеха не превышает 150–200 кВА, то в данном цехе ТП
не предусматриваем, а электроприемники цеха запитываем с шин
ближайшей ТП.
Порядок выбора мощности и расчета потерь в трансформаторах
рассмотрим на примере цеха холодной прокатки (№3 по генплану).
61
Расчётная мощность трансформатора данного цеха:
р.тр
9274,4
S 6624,57 кВА
2 0,7
Так как распределительные (цеховые) трансформаторы 10/0,4
выпускаются мощностью до 2500 кВА, то необходимо определить число
трансформаторов для обеспечения питания данного цеха при условно
заданной мощности 2500 кВА:
ц
з нт
S
N
KS
, (2.68)
9274,4
N 6.
0,7 2500
Таким образом, для электроснабжения цеха № 3, относящегося к
первой категории по надежности электроснабжения (таблица 1.1),
необходимо установить три двухтрансформаторные подстанции с
трансформаторами с номинальной мощностью по 2500 кВА.
Выбираем для установки в цехе три двухтрансформаторных
подстанции типа 2КТП-СЭЩ-П-2500/16/0,4-УЗ [10], укомплектованные
силовыми масляными трансформаторами герметичного исполнения ТМГ-
СЭЩ-2500/10-У3 [10].
Проверка трансформаторов на перегрузочную способность:
м
з.нр
ктп ТР н.т
S
k
n n S
, (2.69)
з.нр
9274,4
k 0,62,
3 2 2500
м
з.пар
ктп н.т
S
k
nS
, (2.70)
з.пар
9274,4
k 1,24.
3 1 2500
Данные трансформаторы обеспечивают резервирование.
Результаты выбора числа, мощности цеховых трансформаторных
подстанций и коэффициентов их загрузки в нормальном и послеаварийном
62
режимах сведены в таблицу 2.11.
Размещать цеховые подстанции необходимо, по возможности, в
центре электрических нагрузок (ЦЭН) цеха. При отсутствии места в ЦЭН
допускается их смещение в сторону питания.
Размещение подстанций показано на схеме транспорта
электроэнергии (рисунок 2.9).
Таблица 2.11
Число и мощность цеховых ТП 10/0,4 кВ
Ошибка! ТП
Номер цеха,
подкл. к ТП
S
ц
,
кВА
Число и тип КТП
Коэфф. загр.
н.р.
п.а.р.
ТП-1.1,2,3
3
9274,4
32КТП-СЭЩ-П-2500/10/0,4-УХЛ1
0,62
1,24
ТП-2.1,2,3
4
10646,6
32КТП-СЭЩ-П-2500/10/0,4-УХЛ1
0,71
1,42
ТП-3,
5
1170,3
2КТП-СЭЩ-П-1000/10/0,4-УХЛ1
0,59
1,17
ТП-4
6
1348,5
2КТП-СЭЩ-П-1000/10/0,4-УХЛ1
0,67
1,35
ТП-5
7
741,1
2КТП-СЭЩ-П-630/10/0,4-УХЛ1
0,59
1,18
ТП-6
8
2326,6
2КТП-СЭЩ-П-1600/10/0,4-УХЛ1
0,73
1,45
ТП-7
9
1237
2КТП-СЭЩ-П-1000/10/0,4-УХЛ1
0,62
1,24
ТП-8
10
744,4
2КТП-СЭЩ-П-630/10/0,4-УЗ
0,59
1,18
ТП-9
11+1
347,1
КТП-СЭЩ-П-400/10/0,4-УЗ
0,87
ТП-10
12
557,9
КТП-СЭЩ-П-630/10/0,4-УЗ
0,89
ТП-11
13+20
372,3
КТП-СЭЩ-П-400/10/0,4-УЗ
0,93
ТП-12
14+15
362,2
КТП-СЭЩ-П-400/10/0,4-УЗ
0,91
ТП-13
16+18
548,8
КТП-СЭЩ-П-630/10/0,4-УЗ
0,87
ТП-14
17+2
317,5
КТП-СЭЩ-П-400/10/0,4-УЗ
0,79
ТП-15
19
233
КТП-СЭЩ-П-250/10/0,4-УЗ
0,93
Расчет потерь мощности в распределительных трансформаторах
производится по следующим выражениям:
2
т хх з.н кз
ΔР ΔРКΔР;
(2.71)
2
т хх з.н кз
ΔQ ΔQ К ΔQ ;
(2.72)
м
з.н
н.т
S
К;
S
(2.73)
63
к
кз н.т
U
ΔQ S ;
100
(2.74)
хх
хх н.т
I
ΔQ S ,
100
(2.75)
где
хх
ΔР
– мощность потерь холостого хода трансформатора;
кз
ΔР
– мощность потерь короткого замыкания (справочные данные);
з.н
К
– коэффициент загрузки в нормальном режиме;
ц
S
– расчетная максимальная нагрузка цеха, кВА;
н.т
S
– номинальная мощность трансформатора, кВА.
Параметры выбранных трансформаторов приведены в таблице 2.12.
Таблица 2.12
Справочные характеристики трансформаторов 10/0,4 кВ
Тип
трансформатора
хх
ΔР,
кВт
кз
ΔР,
кВт
к
U,
%
xx
I,
%
ТМГ-250/10
0,82
3,7
4,5
2,3
ТМГ-400/10
1,05
5,5
4,5
2,1
ТМГ-630/10
1,56
7,6
5,5
2
ТМГ-1000/10
2,45
12,2
5,5
1,4
ТМГ-1600/10
3,3
18
5,5
1,3
ТМГ-2500/10
4,6
25
5,5
1,0
Определим потери в трансформаторах ТП цеха № 3 (холодной
прокатки) по формулам (2.71)-(2.75):
2
т
ΔР 4,6 0,62 25 14, 21
кВт;
хх
1,0
ΔQ 2500 25,0
100
кВар;
кз
5,5
ΔQ 2500 137,5
100
кВар;
2
т
ΔQ 25 0,62 137,5 77,86
кВар;
22
т
S 14,21 77,86 79,14
кВА.
64
Для остальных ТП расчеты производим аналогично. Результаты
расчёта потерь в силовых трансформаторах КТП приведены в таблице
2.13.
Таблица 2.13
Потери в трансформаторах 10/0,4 кВ
№
на плане
Число КТП и мощность
трансформаторов
з.нр
K
т
ΔР
,
кВт
хх
ΔQ
,
кВар
кз
ΔQ
,
кВар
т
ΔQ
,
кВар
т
S
,
кВА
ТП-1
3 КТП 22500 кВ∙А
0,62
14,21
25
137,5
77,86
158,0
ТП-2
3 КТП 22500 кВ∙А
0,71
17,20
25
137,5
94,31
166,7
ТП-3
1 КТП 21000 кВ∙А
0,59
6,70
14
55
33,15
64,2
ТП-4
1 КТП 21000 кВ∙А
0,67
7,93
14
55
38,69
67,2
ТП-5
1 КТП 2630 кВ∙А
0,59
4,21
12,6
34,65
24,66
42,5
ТП-6
1 КТП 21600 кВ∙А
0,73
12,89
20,8
88
67,70
111,0
ТП-7
1 КТП 21000 кВ∙А
0,62
7,14
14
55
35,14
65,3
ТП-8
1 КТП 2630 кВ∙А
0,59
4,21
12,6
34,65
24,66
42,5
ТП-9
1 КТП 1400 кВ∙А
0,87
5,21
8,4
18
22,02
28,4
ТП-10
1 КТП 1630 кВ∙А
0,89
7,58
12,6
34,65
40,05
53,0
ТП-11
1 КТП 1400 кВ∙А
0,93
5,81
8,4
18
23,97
30,0
ТП-12
1 КТП 1400 кВ∙А
0,91
5,60
8,4
18
23,31
29,4
ТП-13
1 КТП 1630 кВ∙А
0,87
7,31
12,6
34,65
38,83
52,0
ТП-14
1 КТП 1400 кВ∙А
0,79
4,48
8,4
18
19,63
26,6
ТП-15
1 КТП 1250 кВ∙А
0,93
4,02
5,75
11,25
15,48
19,1
2.5.6. Выбор схемы внутреннего электроснабжения предприятия,
выбор типов и сечений проводников системы распределения
Схемы внутреннего электроснабжения промышленных предприятий
определяются конкретными условиями: требуемой надежностью питания
электроприёмников, режимом работы производства, перспективой
дальнейшего развития и расширения производства и т.д.
Основные типы схем на промышленных предприятиях – радиальные
и магистральные. В нашей работе радиальные схемы будут применяться
преимущественно для подключения подразделений с электроприемниками