65
I категории по надежности электроснабжения, магистральные – II и III.
По территории завода распределение электрической энергии
осуществляется кабельными линиями. При выборе способа прокладки
силовых кабелей, согласно [7], необходимо учитывать следующие
рекомендации:
– при прокладке в земле в одной траншее допускается прокладывать
не более шести кабелей;
– при числе кабелей более 20 рекомендуется прокладка на эстакадах.
Прокладку кабельных линий по территории завода будем выполнять
в земле, так как прокладка кабеля в траншеях является наиболее
экономичным способом. На участках КЛ, где количество кабелей
превышает 6, прокладку КЛ осуществляем в кабельных каналах, закрытых
бетонными плитами.
Трассы кабельных линий электропередачи приведены на рисунке 2.9.
Сечение жил кабеля должно соответствовать допустимой токовой
нагрузке для участка трассы с наихудшими условиями охлаждения. Выбор
сечения кабельных линий производится в соответствии с требованиями [1]
с учетом нормальных и послеаварийных режимов работы электрической
сети и перегрузочной способности кабелей различной конструкции.
При прокладке кабельных линий в земле допустимая токовая
нагрузка
на жилу кабеля в нормальном режиме определяется по выражению:
доп.н 1 2 т
I К К I ,
(2.76)
где
1
K
–
поправочный коэффициент, учитывающий фактическую
температуру окружающей среды;
2
K
–
поправочный коэффициент на количество работающих кабелей,
лежащих рядом в земле;
т
I
–
допустимая токовая нагрузка на жилу кабеля по таблицам [1] для
различных марок и условий прокладки кабеля.
66
Рисунок 2.9 – План расположения ТП и трасс линий электропередачи
системы распределения электроэнергии предприяти
67
При проверке сечения кабеля по условиям послеаварийного режима
для кабельных линий напряжением до 10 кВ необходимо учитывать
допустимую перегрузку.
Допустимая токовая нагрузка на жилу кабеля в послеаварийном
режиме определяется по выражению:
доп.пар п доп.н
I К I ,
(2.77)
где
п
K
–
коэффициент допустимой перегрузки, который зависит от вида
изоляции [1].
Выберем кабели в линии от ГПП до ТП1.1 (КТП 22500) цеха №3
(отделение холодной прокатки).
Расчетный ток линии в нормальном режиме определяем по
выражению:
ц
т
ктп тр
н.р
с
S
ΔS
nn
I,
3U
(2.78)
где
S
– потери в трансформаторе;
ктп
n
– число КТП, установленных в цехе.
н.р
9274,4
158
32
I 98,5 А.
3 10
В послеаварийном режиме определяем ток линии сразу всей КТП по
выражению:
пар н.р
I I 2,
(2.79)
пар
I 98,5 2 197,0 А.
Выбор кабеля производим по нагреву током нормального режима с
учетом поправочных коэффициентов.
По таблице стандартных сечений предварительно намечаем кабель
сечением 70 мм2 с допустимым длительным током 210 А.
доп.н н.р
I 1 0,75 201 150,8 А I 98,5 А
;
68
доп.пар пар
I 1,1 201 221 А I 197 А
,
где
т
I
=
210 А
–
допустимая токовая нагрузка на жилу кабеля по таблицам
[1] для токопроводящей алюминиевой жилы сечением 70 мм
2
с изоляцией
из сшитого полиэтилена, А;
2
K
= 0,75 – поправочный коэффициент на количество работающих
кабелей, лежащих рядом в земле
;
1
K
= 1 –
поправочный коэффициент для кабелей в зависимости от
удельного теплового сопротивления земли, для нормальной почвы
;
Kп = 1,1 – коэффициент перегрузки (при послеаварийном режиме для
кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена – 10 %).
По послеаварийной перегрузке кабель проходит.
Окончательно принимаем для подключения каждого из двух
трансформаторов ТП1.1 по три кабеля марки АПвПг-170. После расчёта
токов короткого замыкания данный кабель проверяется на термическую
стойкость.
Результаты расчетов по выбору и проверке кабельных линий
электропередачи цехов сведены в таблицу 2.14.
69
Таблица 2.14
Выбор кабельных линий системы распределения
Линия между
Кол-во
Sм,
кВ·А
I
р
, А
F
ст
,
мм2
I
ст
,
А
K
1
, о
.е.
K2,
о.е.
K
3
, о
.е.
Iдоп
.н
,
А
I
доп.пар
,
А
Число, марка кабелей
НР
ПАР
ГПП-ТП1.1
2
1703,73
98,5
197,0
70
210
1
0,75
1,1
157,5
231,0
6 х АПвПг-10-1х70
ГПП-ТП1.2
2
1703,73
98,5
197,0
70
210
1
0,75
1,1
157,5
231,0
6 х АПвПг-10-1х70
ГПП-ТП1.3
2
1703,73
98,5
197,0
70
210
1
0,75
1,1
157,5
231,0
6 х АПвПг-10-1х70
ГПП-ТП2.1
2
1941,13
112,2
224,4
70
210
1
0,75
1,1
157,5
231,0
6 х АПвПг-10-1х70
ГПП-ТП2.2
2
1941,13
112,2
224,4
70
210
1
0,75
1,1
157,5
231,0
6 х АПвПг-10-1х70
ГПП-ТП2.3
2
1941,13
112,2
224,4
70
210
1
0,75
1,1
157,5
231,0
6 х АПвПг-10-1х70
ГПП-ТП3
2
649,35
37,5
75,1
35
147
1
0,75
1,1
110,3
161,7
6 х АПвПг-10-1х35
ГПП-ТП4
2
741,45
42,9
85,7
35
147
1
0,75
1,1
110,3
161,7
6 х АПвПг-10-1х35
ГПП-ТП5
2
413,05
23,9
47,8
35
147
1
0,75
1,1
110,3
161,7
6 х АПвПг-10-1х35
ГПП-ТП6
2
1274,30
73,7
147,3
35
147
1
0,75
1,1
110,3
161,7
6 х АПвПг-10-1х35
ГПП-ТП7
2
683,80
39,5
79,1
35
147
1
0,75
1,1
110,3
161,7
6 х АПвПг-10-1х35
ГПП-ТП8
2
414,70
24,0
47,9
35
147
1
0,75
1,1
110,3
161,7
6 х АПвПг-10-1х35
ГПП-ТП9
1
375,50
21,7
43,4
35
147
1
0,75
1,1
110,3
161,7
3 х АПвПг-10-1х35
ГПП-ТП10
1
610,90
35,3
70,6
35
147
1
0,75
1,1
110,3
161,7
3 х АПвПг-10-1х35
ГПП-ТП11
1
402,30
23,3
46,5
35
147
1
0,75
1,1
110,3
161,7
3 х АПвПг-10-1х35
ГПП-ТП12
1
391,60
22,6
45,3
35
147
1
0,75
1,1
110,3
161,7
3 х АПвПг-10-1х35
ГПП-ТП13
1
600,80
34,7
69,5
35
147
1
0,75
1,1
110,3
161,7
3 х АПвПг-10-1х35
70
Окончание таблицы 2.14
Линия между
Кол-во
S
м
,
кВ·А
Iр, А
Fст,
мм
2
Iст,
А
K1,
о.е.
K
2
,
о.е.
K3,
о.е.
I
доп.н
,
А
Iдоп
.пар
,
А
Число, марка кабелей
ГПП-ТП14
1
344,10
19,9
39,8
35
147
1
0,75
1,1
110,3
161,7
3 х АПвПг-10-1х35
ГПП-ТП15
1
252,10
14,6
29,1
35
147
1
0,75
1,1
110,3
161,7
3 х АПвПг-10-1х35
ТП9-СП1
1
70,40
107,1
-
35
122
1
1
1,1
122,0
134,2
АПпВГнг-0,4-4х35
ТП11-СП20
1
182,30
277,3
-
185
312
1
1
1,1
312,0
343,2
АПпВГнг-0,4-4х185
ТП12-СП15
1
191,20
290,8
-
185
312
1
1
1,1
312,0
343,2
АПпВГнг-0,4-4х185
ТП13-СП18
1
54,10
82,3
-
25
101
1
1
1,1
101,0
111,1
АПпВГнг-0,4-4х25
ТП14-СП2
1
58,60
89,1
-
25
101
1
1
1,1
101,0
111,1
АПпВГнг-0,4-4х25
ГПП-Н3
4
5061,88
292,6
-
240
422
1
0,75
1,1
316,5
464,2
12 х АПвПг-10-1х240
ГПП-Н4
5
4672,52
270,1
-
240
422
1
0,75
1,1
316,5
464,2
15 х АПвПг-10-1х240
ГПП-Н5
2
1402,65
81,1
-
35
147
1
0,75
1,1
110,3
161,7
6 х АПвПг-10-1х35
ГПП-Н6
2
1572,55
90,9
-
35
147
1
0,75
1,1
110,3
161,7
6 х АПвПг-10-1х35
ГПП-Н7
2
1890,70
109,3
-
35
147
1
0,75
1,1
110,3
161,7
6 х АПвПг-10-1х35
ГПП-Н8
2
1857,05
107,3
-
35
147
1
0,75
1,1
110,3
161,7
6 х АПвПг-10-1х35
ГПП-Н10
1
1522,50
88,0
-
35
147
1
0,75
1,1
110,3
161,7
3 х АПвПг-10-1х35
71
2.6. Расчёт токов короткого замыкания
Определим токи симметричного трехфазного замыкания методом
эквивалентных ЭДС [11].
Расчет производим исходя из следующих положений. Все источники,
участвующие в питании рассматриваемой точки, работают с номинальной
нагрузкой. Электродвижущие силы всех источников питания совпадают по
фазе. Расчетное напряжение каждой ступени принимают на 5 % выше
номинального напряжения сети (среднее номинальное напряжение).
Схема расчетного участка электрической сети и схема замещения
приведены на рисунке 2.10.
Рисунок 2.10 – Электрическая схема и схема замещения
72
При расчете токов КЗ на напряжении выше 1 кВ учитываем только
сопротивления линий электропередачи и обмоток электрических машин,
реакторов. Сопротивлениями контактов, шин, трансформаторов тока и т.д.
пренебрегаем в виду их малости.
Точка К-1
Определяем базисные величины исходя из исходных данных.
Базисная мощность: Sб = S
с
= 1000 МВА, базисное напряжение:
б1
U 115 кВ.
Базисный ток питающей сети:
б
б1
б1
S
I,
3U
(2.80)
б1
1000
I 5,03 кА.
3 115
Согласно исходным данным сопротивление системы, приведенное к
базисным условиям:
c
x 0,6 о.е.
Расчет производим в относительных единицах.
Сопротивление ВЛЭП:
б
л0
2
н
1S
x x l ;
n
U
(2.81)
л
2
1 1000
x 0,409 12 0,186 о.е.;
2
115
б
л0
2
н
1S
r r l ;
n
U
(2.82)
л
2
1 1000
r 0,1591 12 0,072 о.е.
2
115
Результирующее сопротивление схемы замещения до точки К-1:
к 1 с л
х х х 0,6 0,186 0,786 о.е.;
к 1 л
r r 0,072 о.е.;
22
к к к
Z x r ,
(2.83)
Рис. 12
73
22
к1
Z 0,786 0,072 0,789 о.е.
Начальное значение периодической составляющей тока КЗ в точке К-1:
*c
n0.кб
к
E
I I ;
Z
(2.84)
n0.к1
1
I 5,03 6,375 кА.
0,789
Ударный ток КЗ в точке К-1:
уд.к уд n 0.к
i 2 k I ,
(2.85)
где
уд
k
– ударный коэффициент [5, табл. 6.3].
уд.к 1
i 2 1,92 6,375 17,3 кА.
Точка К-2
Определим базисные величины.
Базисное напряжение сети распределения:
б2
U 10,5
кВ.
Базисный ток по (2.80):
б2
1000
I 55 кА.
3 10,5
Сопротивление трансформатора ТРДН-40000/110 р расщепленной
обмоткой определим с учетом коэффициента расщепления
расц
k 3,62
:
кб
скв т
н
uS
х х ;
100 S
(2.86)
скв т
10,5 1000
х х 2, 63 о.е.;
100 40
расц скв
т.НН
kk
х;
2
(2.87)
т.НН
3,62
х 2,63 4,76 о.е.;
2
т.ВН т
х 0,095 х ;
(2.88)
т.ВН
х 0,095 2,63 0,25 о.е.
Поскольку в системе электроснабжения значительную долю
нагрузки составляют электрические двигатели, которые дают подпитку
74
результирующему току КЗ, принимаем решение установить
токоограничивающий реактор для уменьшения величины тока КЗ с целью
облегчения условий коммутации в распределительной сети.
Выбираем реактор РБДГ-10-2150-0,1У3 с номинальным
индуктивным сопротивлением
р
х 0,1
Ом и номинальным током 2150 А.
Его сопротивление в относительных единицах равно:
рб
реак
2
б
хS
х;
U
(2.89)
реак
2
0,1 1000
х 0,91.
10,5
Тогда результирующее сопротивление схемы замещения до точки К-2:
к 2 к 1 т.ВВ т.НН реак
х х х х х 0,789 0,25 4,76 0,91 6,709 о.е.;
к 2 к 1
r r 0,072 о.е.;
22
к2
Z 6,709 0,072 6,71 о.е.
Периодическая составляющая тока КЗ от системы по (2.84):
n0.к2
1
I 55 8,2 кА.
6,71
Ток подпитки АД учитываем при одном включенном секционном
выключателе.
Тип АД (цеха №10): 4А3М-1250/10000-УХЛ4,
дв
S 1420
кВА,
d
х 0, 2 о.е.
,
АД
E 0,9
о.е. Согласно таблице 2.14 двигатель запитан
кабелем сечением 35 мм2. Сопротивление кабельной линии ГПП-АД:
каб
2
1000
r 0,868 0,2 1,575 о.е.;
10,5
каб
2
1000
х 0, 424 0, 2 0,77 о.е.,
10,5
где
0
r 0,868
Ом/км
и
0
x 0,424
Ом/км – удельное активное и реактивное
сопротивление кабельной линии 10 кВ, питающей АД.