45
r
УВ
=
????????
= 9,09 м
r
ОО
=
????????
= 7,07 м
Масштаб для расчётов и построения графика выберем 1см: 2,5 метра,
что позволит нам наглядно выполнить саму картограмму и отобразить все
объекты в наиболее читабельном виде.
Таблица 2.2
Координаты электрических нагрузок
Наименование
потребителя
Мощность,
кВт
Координаты, м
Радиус
картограммы
нагрузки, м
Радиус
картограммы,
приведённый к
масштабу, см
х
см
у
см
Насосные
агрегаты 10кВ
1798,95
43,125
33,75
18,02
7,21
Насосные
агрегаты 0,4кВ
2744,32
54,167
60,833
22,29
8,92
Градирни
397,10
16,667
60,50
8,41
3,36
Отделение
осветления воды
81,04
96,667
67,50
3,98
1,59
Отделение
умягчения воды
458,50
54,167
18,75
9,09
3,64
Отделение
обезвоживания
270,75
114,375
29,00
7,07
2,83
Зная координаты электрических нагрузок, определим центр всех
электрических нагрузок для выбора оптимального расположения
комплектных трансформаторных подстанций с распределительными
устройствами. Центр электрических нагрузок рассчитаем по следующей
формуле:
х
0
=
(м) (2.10)
46
у
0
=
(м) (2.11)
Подставим ранее полученные значения и определим:
х
0
=
????????
????????
=
= 55,395 м
у
0
=
????????
????????
=
= 53,873 м
По полученным результатам центр электрических нагрузок приходится
на территорию площади насосной ЭСПЦ и ПЦ, и расположение в данном
месте наших КТП (за счёт площади насосной) не рационально. Поэтому
расположим их в ближайшем к центру нагрузок помещении с координатами
х = 95м и у = 20м, используя существующее помещение комплектных
трансформаторных подстанций. Использование уже имеющейся площади
встроенных помещений даст нам дополнительное преимущество, так как
отпадает необходимость достраивания дополнительных помещений.
2.5 Выбор числа и мощности трансформаторов
Следующим шагом в наших расчётах является выбор числа и
мощности трансформаторов, проектируемых КТП.
Так как станция водоподготовки по надёжности электроснабжения
относится ко второй категории, то соответственно количество
трансформаторов для каждой КТП примем равным двум.
Произведём расчёт номинальной мощности трансформаторов по ранее
рассчитанной расчётной нагрузке S
р
, исходя из рациональной загрузки в
нормальном режиме. Для расчёта используем следующую формулу:
S
ном.тр.
= S
р
/ (n ∙ K
заг
) (кВА), (2.12)
где n – количество трансформаторов;
47
К
заг
– коэффициент загрузки трансформатора. Для расчётов примем
равным 0,85.
Подставим имеющиеся значения и рассчитаем номинальную мощность
для трансформаторов потребителей до и свыше 1000В:
S
ном.тр.ВН
= 2732,00 / (2 ∙ 0,85) = 1607,06 кВА
S
ном.тр.НН
= 5275,81 / (2 ∙ 0,85) = 3103,42 кВА
Таким образом для потребителей 10кВ мы принимаем два
трансформатора типа CTR 2000/35/10, а для потребителей до 1000В
принимаем два трансформатора типа CTR 3150/35/0,4. Но из-за достаточно
большой нагрузки на стороне 0,4кВ, а также для равномерного её
распределения, выберем трансформатор CTR 3150/35/0,4-0,4 с расщеплённой
обмоткой.
Дополнительно к выбору числа и мощности трансформаторов
необходимо определить экономически целесообразную величину реактивной
мощности, передаваемой через трансформаторы в сеть до 1000В.
Для выбора конденсаторных батарей необходимо произвести расчёты в
два этапа:
1. выбирается экономически оптимальное количество число
трансформаторов;
2. определяется дополнительная мощность конденсаторных батарей
(далее КБ) для снижения потерь в сетях 10кВ.
Суммарная мощность КБ сети до 1000В определяется следующим
выражением:
Q
кНН
= Q
р
– Q
max
(кВАр) (2.13)
где Q
р
– расчётная реактивная мощность потребителей до 1000В, кВАр;
Q
max
– наибольшая реактивная мощность, которую целесообразно
передать через трансформатор, кВАр.
Рассчитаем Q
max
по формуле:
48
Q
max
=
????
????
(кВАр) (2.14)
Рассчитаем, подставив ранее полученные значения:
Q
maxНН
=
???? ????
= 2631,64 кВАр
Рассчитаем Q
кНН
:
Q
кНН
= 2466,51 – 2631,64 = -165,13 кВАр.
Таким образом соблюдается условие неравенства Q
кНН
< 0, что говорит
нам об отсутствии необходимости установка конденсаторных батарей на
стороне до 1000В.
Проведённым расчётом мы определили требуемое оптимальное
количество трансформаторов для проектируемой системы электроснабжения,
из которой видно, что количество необходимых трансформаторов при
используемом напряжении питания 35кВ на порядок меньше.
2.6 Выбор схемы электроснабжения
При выборе электрической схемы электроснабжения прежде всего
руководствуются категорией потребителей электроэнергии по обеспечению
надёжности электроснабжения, простотой и экономичностью. Где под
экономичностью подразумевается оптимальное количество защитных и
коммутационных аппаратов, а также устройств релейной защиты, автоматики
и телемеханики, для обеспечения безаварийного, стабильного и надёжного
электроснабжения с большой вероятностью исключения длительных
перерывов в электроснабжении. Не маловажную роль при выборе схемы
электроснабжения имеет безопасность в эксплуатации, а также обладать
гибкостью, позволяющей безболезненно для всей системы вносить
изменения в сеть, в том числе и при изменении количества
электроприёмников.
49
Но при всех строгих требованиях схема должна быть проста и
наглядна, исключающая ошибок со стороны обслуживающего персонала при
осуществлении оперативных переключений.
Питание электродвигателей 10кВ будет осуществляться через
распределительное устройство 10кВ кабельными линиями, трасса которых от
главной понизительной подстанции до комплектных трансформаторных
подстанций проложена по кабельным галереям.
Потребители до 1000В от распределительного устройства 0,4кВ с
дальнейшим распределением по потребителям от силовых
распределительных шкафов и щитов управления насосными агрегатами и
другим технологическим оборудованием.
Питание же трансформаторных подстанций 35/10кВ и 35/0,4кВ будет
осуществляться кабельными линиями, которые будут рассчитаны позднее.
Распределительные устройства 10кВ и 0,4кВ будут представлять
собой комплектные электроустановки с двумя секциями шин и аварийным
вводом (включением) резервирования секции, а также измерительными
трансформаторами напряжения и тока, трансформатором собственных нужд.
Основываясь на ранее заложенных принципах, предусматривающих
исключение выбора оборудования другого конструктивного исполнения для
объективного просчёта технико-экономического обоснования, а также на
том, что основной акцент делается на сравнение вариантов существующей
СЭС и проектируемой в качестве защитных аппаратов 10кВ выберем
вакуумные выключатели. В том числе вакуумные автоматические
выключатели представляют собой наиболее перспективные,
быстродействующие и не требующие больших капиталовложений на
обслуживание аппараты.
Защитные аппараты 0,4кВ будут выбраны из числа, так называемых
автоматических воздушных выключателей, обеспечивающих достаточную
50
надёжность, быстродействие и настройку необходимых параметров по
защитам.
2.7 Выбор марки и сечения проводников линий высокого
напряжения
Для того, чтобы выбрать сечение проводника кабельной линии, мы
должны соблюсти следующее условие:
I
max
≤ I
доп
, (2.15)
где I
доп
– длительно допустимый ток проводника, А.
Для начала необходимо определить максимальный ток нормального
режима для всей подстанции на напряжение 35кВ. Максимальный ток будем
рассчитывать по формуле:
I
max
=
(А), (2.16)
где S
р
– расчётная мощность группы электроприёмников, кВА;
U
ВН
– напряжение питающей линии, принимаем значение равное
37кВ.
Поставим имеющие ранее найденные значения и получим:
I
maxВН
=
= 42,63 А
I
maxВН
=
= 82,32 А
В качестве кабеля примем кабель типа АПвЭВнгд – 35 3х(1х50) с I
доп
= 189А при прокладке в ряд в воздухе, характеристики которого
соответствуют условию (15):
42,63 ≤ 189 А
82,32 ≤ 189 А
По результатам выбора марки и сечения кабельной линии мы
определили ту марку, которая бы коррелировалась с эксплуатируемой. А
именно - АПвЭВнгд. Это сделано для того, чтобы мы могли в дальнейшем
справедливо сравнивать предполагаемые варианты.
51
2.8 Расчёт токов аварийных режимов
Аварийные режимы в электроустановках – это одно из наиболее
разрушающих и опасных явлений. Основными причинами возникновения
подобных режимов являются трёхфазные, двухфазные, двухфазные на землю
и однофазные короткие замыкания.
Для того, чтобы правильно разработать, произвести, а в дальнейшем
(для проектных организаций) выбрать электрооборудование и устройства
релейной защиты и автоматики систем электроснабжения, устойчивых и
чувствительных к коротким замыканиям и явлениям, сопровождающимся
при их возникновении или во время их протекания, необходимо провести
соответствующие расчёты данных режимов.
Расчёт будет состоять из четырёх этапов:
1. составление схемы замещения;
2. расчёт сопротивлений элементов схемы замещения;
3. расчёт токов короткого замыкания;
4. расчёт ударного тока трёхфазного короткого замыкания
Согласно выбранной схеме электроснабжения составим две схемы
замещения, представленные на рисунках 2 и 3, где обозначили
предполагаемые точки короткого замыкания К1
35
,
К2
35
, К3
10
, К3
0,4
. Все
элементы схемы представлены в виде индуктивных и активных
сопротивлений, где: X
c
, X
л35(1)
, X
л35(2)
, X
тр1
, X
тр2
– индуктивные сопротивления
системы, линии высокого напряжения, трансформаторов; R
л35(1)
, R
л35(2)
, R
тр1
,
R
тр2
– активные сопротивления линии высокого напряжения и
трансформаторов.
52
Хс RЛ35(1) XЛ35(1) Rтр1 Хтр1
К135 К310
Рисунок 2.1. Схема замещения электроснабжения потребителей 10кВ
Хс
К235 К30,4
RЛ35(2) XЛ35(2) Rтр2 Хтр2
Рисунок 2.2. Схема замещения электроснабжения потребителей до
1000В
Теперь произведём вычисление сопротивлений элементов схем
замещения, начиная расчёт с сопротивлений системы по следующей формуле
[6]:
Х
с
= (U
с
)
2
/S
к.з.
(Ом), (2.17)
где U
с.н.
– средне-номинальное напряжение ступени короткого
замыкания и равно 37кВ;
S
к.з.с.
– мощность короткого замыкания системы. Согласно проекта
равно 1166,36 МВА.
Подставим имеющиеся значения в формулу и получим:
Х
с
= 37
2
/1166,36 = 1,1737 Ом.
Затем определим активное и реактивное сопротивления линии
электропередачи 35кВ по следующим формулам:
R
л
= r
0
∙ L (Ом) (2.18)
Х
л
= х
0
∙ L (Ом), (2.19)
где L – длина линии. Согласно проекта равна 1км;
53
r
0
и х
0
– удельные активные и индуктивные сопротивления
проводника, Ом/м. Согласно [14] r
0
= 0,641Ом/км, а х
0
= 0,187Ом/км.
Подставим имеющиеся значения в формулы (2.18) и (2.19), получим:
R
л35(1)
= R
л35(2)
= 0,641 ∙ 1 = 0,641 Ом
Х
л35(1)
= Х
л35(2)
= 0,187 ∙ 1 = 0,187 Ом
Следующим шагом определим активное сопротивление
трансформаторов по формуле:
R
т
=
(Ом), (2.20)
где ΔР
к.з.
– потери короткого замыкания трансформатора, кВт.
Согласно [6] для трансформатора CTR 2000кВА 35/10кВ равно 180кВт, для
трансформатора CTR 3150кВА 35/0,4кВ равно 23кВт;
U
с.н.
– средне-номинальное напряжение обмотки высокого напряжения
трансформатора, кВ. Для выбранного трансформатора равно 37кВ;
S
н
– номинальная мощность трансформатора, кВА.
Вычислим, подставив имеющиеся значения:
R
тр1
=
= 6,161 Ом
R
тр2
=
= 3,173 Ом
Вычислим индуктивное сопротивление трансформаторов по
следующей формуле:
Х
тр
=
(Ом), (2.21)
где U
%
к.з.
– напряжение короткого замыкания трансформатора, %. Для
выбранных трансформаторов равно 6% [6].
Подставим значения и вычислим:
Х
тр1
=
= 41,07 Ом
54
Х
тр2
=
= 26,08 Ом
Теперь необходимо определить значения активных и индуктивных
сопротивлений системы, линии электропередачи и трансформатора при
коротком замыкании на шинах низкого напряжения трансформаторной
подстанции.
Вычисления индуктивного сопротивления системы Х
с
*
произведём по
формуле (17), где U
с.н.
– средне-номинальное напряжение ступени короткого
замыкания равно 10,5кВ и 0,38кВ для каждого трансформатора:
Х
с10
*
= 10,5
2
/1166,363 = 0,094525 Ом
Х
с0,4
*
= 0,38
2
/1166,363 = 0,000124 Ом.
Активное и индуктивное сопротивления линии электропередачи R
л
*
вычислим по формулам:
R
л
*
=
????
????
(Ом), (2.22)
Х
л
*
=
????
????
(Ом), (2.23)
где U
н.н.
с.н.
и U
в.н.
с.н.
– средне-номинальные напряжения на стороне
обмоток низкого 11кВ и 0,4кВ и высокого напряжения трансформаторов
37кВ.
Подставим значения и вычислим:
R
л1
*
=
????
????
= 0,057 Ом
R
л2
*
=
????
????
= 0,00007 Ом
Х
л1
*
=
????
????
= 0,0165 Ом
Х
л2
*
=
????
????
= 0,00002 Ом
Определим активное R
т
*
и индуктивное X
т
*
сопротивления
трансформаторов по формулам (20) и (21), подставив соответствующее
значение U
с.н.
: