5.Система питания

После построения графиков нагрузки (рис. П1.3) по типовым таблицам для машиностроительного завода, определяем рациональное напряжение питания по формуле

= 102 кВ.

Намечаем стандартное значение рационального напряжения. Это 110 кВ.

Произведем выбор трансформаторов. Так как на предприятии имеются потребители 1-й категории, то устанавливаем двухтрансформаторную подстанцию, выберем и проверим трансформаторы в следующей последовательности.

Мощность трансформаторов определяем по суточному графику нагрузки. Для этого рассчитаем среднеквадратичную мощность по формулам

МВт

Мвар

S_скв = МВА

Определяем мощность одного трансформатора

МВА

выбираем трансформатор ТРДН - 25000/110 (Sном = 25 МВА);

Uвн = 115 кВ; Uнн = 6,6; 11 кВ; Рх =30,75 кВт; Рк = 120,49 кВт; Uк (ВН - НН) = 10,5%; 1х =0,45%) с регулировкой напряжения под нагрузкой (РПН) и делаем проверку на эксплуатационную перегрузку.

Коэффициент предварительной загрузки

МВA

Коэффициент перегрузки

МВA

Из справочника по кривым зависимости определяем К'₂; и проводим сравнение с коэффициентом К₂.

Если К₂< К'₂, т.е. выполняется условие по перегрузочной способности для трансформатора в после- аварийном режиме, следовательно, трансформаторы подобраны правильно.

Распределительное устройство на стороне высокого и низкого напряжений примем по схеме

Рисунок 5.1 РУ 110 и 6 кВ

Питание из системы происходит по воздушным линиям электропередач. Проведем выбор провода в следующей последовательности:

1. Определяем ток в линии в нормальном и послеаварийном режимах:

А

А

2. Сечение провода рассчитываем по экономической плотности

А мм²

Рисунок 5.2 Суточный ГЭН завода

По полученному сечению выбираем алюминиевый провод со стальным сердечником марки АС - 95/16.

3. Проверяем сечение провода по условию допустимого нагрева. По ПУЭ допустимый предельный ток для провода на 110 кВ сечением 95/16 мм² равен 330 А, следовательно I_пар = 176 А < I_д = 330 А . Сечение по данному условию подходит.

4. Проверяем сечение провода по падению напряжения в линии в нормальном и послеаварийном режимах:

Ом

Ом

5. По условию коронного разряда и уровню радиопомех провод такого сечения можно использовать

6. Система распределения

Произведем выбор напряжения распределения. Доля нагрузки 6 кВ в общем по машиностроитель¬ному заводу

исходя из полученного процентного соотношения, принимаем напряжение распределения равным 6 кВ. На генеральном плане промышленного предприятия наметим количество и место расположения распределительных пунктов.

Ориентировочно принимаем к установке два распределительных пункта и устанавливаем их в цеха №4 и №10 (рис. 6.1).

Произведем выбор цеховых трансформаторных подстанций. Будем принимать к установке комплектные трансформаторные подстанции (КТП) и располагать их внутри цехов (т.е. встроенными в цех). При выборе числа и мощности трансформаторов будем учитывать условия резервирования питания потребителей, и соблюдать экономически целесообразный режим работы.

Результаты расчетов и выбранные трансформаторы сведем в табл. 6.1. Порядок выбора и расчет потерь мощности в трансформаторах рассмотрим на примере литейного цеха.

Определим удельную нагрузку рассматриваемого цеха по формуле

кВА/м²

т.к. плотность электрической нагрузки превышает 0,5 кВА/м², то мощность трансформаторов может быть до 4000 кВА. По величине расчетной максимальной мощности S_м выбираем два трансформатора марки ТМЗ - 4000/6 и проверяем их на перегрузочную способность:

кВА/м²

кВА/м²

Отсюда следует, что данные трансформаторы обеспечивают резервирование. Рассчитаем потери в трансформаторе.

кВт

квар

квар

квар

После определения количества и мощности трансформаторов цеховых КТП, нанесем на генеральный план схему канализации электроэнергии по территории промышленного предприятия, нанося при этом трассы кабельных линий электропередач (рис. 6.1).

Рисунок 6.1 Схема канализации электроэнергии

Таблица 6.1

№ цеха	Sм	Sуд	Число тр-ров	Sтр-ров	Тип тр-ров	Кзн	Кзпар	Ixx	ΔPxx	ΔPкз	ΔQxx	ΔQкз	ΔPт	ΔQт
1	4419,85	3,94	2	4000	ТМЗ-4000	0,55	1,10	0,6	4,3	33,87	260	24	14,64	267,33
2	367,33	0,45	1	400	ТМЗ-400	0,92	0,92	1	0,82	5,5	18	4	5,46	21,37
3	1018,23	0,61	2	1000	ТМЗ-1000	0,51	1,02	0,75	1,6	10,8	55	7,5	4,40	56,94
4	2122,26	0,73	2	1600	ТМЗ-1600	0,66	1,33	0,65	2,28	16,5	96	10,4	9,54	100,57
5	4739,00	0,75	2	4000	ТМЗ-4000	0,59	1,18	0,6	4,3	33,87	260	24	16,19	268,42
6	314,53	0,18	2	250	ТМЗ-250	0,63	1,26	1,2	0,58	3,7	11,25	3	2,04	12,44
7	1836,98	0,61	2	1600	ТМЗ-1600	0,57	1,15	0,65	2,28	16,5	96	10,4	7,72	99,43
8	1847,36	0,32	2	1600	ТМЗ-1600	0,58	1,15	0,65	2,28	16,5	96	10,4	7,78	99,47
9	198,39	0,04	2	250	ТМЗ-250	0,40	0,79	1,2	0,58	3,7	11,25	3	1,16	11,72
10	1399,79	0,17	2	1000	ТМЗ-1000	0,70	1,40	0,75	1,6	10,8	55	7,5	6,89	58,67
11	354,40	0,16	2	400	ТМЗ-400	0,44	0,89	1	0,82	5,5	18	4	1,90	18,78
12	2365,09	1,27	2	2500	ТМЗ-2500	0,47	0,95	0,6	3,75	24	150	15	9,12	153,36
13	439,61	0,13	2	400	ТМЗ-400	0,55	1,10	1	0,82	5,5	18	4	2,48	19,21

Таблица 6.2

№ линии	Линия между	SM	Ipнр	Ipпар	Fэк	Fс	К2	Iдопнр	Iдоппар	Сечение и кол-во кабелей
1	ПГВ-РП1	29059,16	1398,11	2796,22	932,07	240	0,75	2184	2839,2	7х(ААШВ 3х240)
2	ПГВ-РП2	7004,94	337,03	674,05	224,68	240	0,75	585	760,5	2х(ААШВ 3х240)
3	РП1-ТП1	4419,85	212,65	425,30	141,77	240	0,85	331,5	430,95	ААШВ 3х240
4	РП1-ТП2	367,33	35,35	35,35	23,56	25	0,85	89,25	116,025	ААШВ 3х25
5	РП1-ТП3	1018,23	48,99	97,98	32,66	35	0,75	93,75	121,875	ААШВ 3х35
6	РП1-ТП4	2122,26	102,11	204,21	68,07	70	0,95	180,5	234,65	ААШВ 3х70
7	РП1-ТП5	4739,00	228,01	456,01	152,00	120	0,75	390	507	2х(ААШВ 3х120)
8	РП1-ТП6	314,53	15,13	30,27	10,09	10	0,75	45	58,5	ААШВ 3х10
9	РП1-ТП7	1836,98	88,38	176,76	58,92	70	0,75	142,5	185,25	ААШВ 3х70
10	РП1-ТП8	1847,36	88,88	177,76	59,25	70	0,8	152	197,6	ААШВ 3х70
11	РП2-ТП9	198,39	9,55	19,09	6,36	10	0,75	45	58,5	ААШВ 3х10
12	РП2-ТП10	1399,79	67,35	134,70	44,90	50	0,95	147,25	191,425	ААШВ 3х50
13	РП2-ТП11	354,40	17,05	34,10	11,37	10	0,95	57	74,1	ААШВ 3х10
14	РП1-ТП12	2365,09	113,79	227,58	75,86	95	0,8	180	234	ААШВ 3х95
15	РП2-ТП13	439,61	21,15	42,30	14,10	16	0,95	76	98,8	ААШВ 3х16
17	РП2-АД6	680,00	65,43	65,43	43,62	50	0,75	116,25	151,125	ААШВ 3х50
18	РП2-АД11	535,50	51,53	51,53	34,35	35	0,75	93,75	121,875	ААШВ 3х35

Произведем выбор и проверку кабельных линий электропередач, результаты расчетов сведем в табл. 6.2. Рассмотрим пример расчета линии № 3 от РП1 до литейного цеха.

Расчетный ток в нормальном режиме

А

в послеаварийном режиме

А

Выбор кабеля производим по нагреву током нормального и послеавариИного режимов с учетом по­правочных коэффициентов.

По таблице стандартных сечений предварительно намечаем кабель сечением 240 мм² с допустимым длительным током 390 А.

І_доп = К₁ · К₂ · І_Т = 0,85 · 390 = 331А > І_нр;

І_{доп.пар} = К_п · І_доп = 1,3 · 331 = 430,95 А> І_пар.

где І_Т = 390А - допустимая токовая нагрузка на жилу кабеля по таблицам ПУЭ для токопроводящей жилы сечением 240 мм² с бумажной изоляцией; К₂ = 0,85 – поправочный коэффициент на количество работающих кабелей, лежащих рядом в земле (в трубах и без таковых); К₁ - поправочный коэффициент для кабелей в зависимости от удельного теплового сопротивления земли (для нормальной почвы К ₁ = 1); К_п - 1,3 - коэффициент перегрузки (при послеаварийном режиме для кабелей с бумажной изоляцией - 30%).

Окончательно принимаем кабель марки ААШв - 3x240. После нахождения тока короткого замыкания проверяем данный кабель на термическую стойкость.