Выбор трансформаторов для ТП-8: шихтовальные отделения (II категория).

Р_М = 1 035 кВт, Q_М = 641.4 квар, S_М = 1 217.6 кВА.

Рис. 2.13. Суточный график активной и реактивной нагрузок.

Рис. 2.14. Годовой график активной и реактивной нагрузок по продолжительности.

t_МАХ = 6 час.

По кривым мощностей допустимых нагрузок трансформаторов [1] получаем:

К_Н = 1.01.

Выбираем два трансформатора номинальной мощностью 1 000 кВА.

Коэффициент загрузки:

Проведём проверку на работу в аварийном режиме:

1.5· S_НОМ = 1.5·1 000 = 1 500 кВА.

1 500 кВА > 1 217.6 = S_М.

Выбор трансформаторов для ТП-9: склад сырья (III категория)

Р_М = 630 кВт, Q_М = 590 квар, S_М = 907.8 кВА.

Рис. 2.15. Суточный график активной и реактивной нагрузок.

Рис. 2.16. Годовой график активной и реактивной нагрузок по продолжительности.

t_МАХ = 4 час.

По кривым мощностей допустимых нагрузок трансформаторов [1] получаем:

К_Н = 1.07.

Выбираем два трансформатора номинальной мощностью 1 600 кВА.

Коэффициент загрузки:

Проведём проверку на работу в аварийном режиме:

1.5· S_НОМ = 1.5·1 600 = 2 400 кВА.

2 400 кВА > 2 306.2 = S_М.

Выбор трансформаторов для ТП-11: сушка кокса(I категория)

Р_М = 624 кВт, Q_М = 468 квар, S_М = 760 кВА.

Рис. 2.17. Суточный график активной и реактивной нагрузок.

Рис. 2.18. Годовой график активной и реактивной нагрузок по продолжительности.

Исходя из того, что последующие подстанции будут иметь минимальную номинальную мощность устанавливаемых трансформаторов равную 1 000 кВА, с целью наличия однотипного парка электросетевого хозяйства устанавливаем в ТП-11 два трансформатора по 1 000 кВА.

Коэффициент загрузки:

Выбор трансформаторов для ТП-12 и ТП-14: шихтовка (II категория), известняковая обжиговая печь (I категория)

Р_М = 340 + 2 565 = 2 905 кВт,

Q_М = 299.8 + 748.1 = 1 047.9 квар,

S_М = 3 088.2 кВА.

Рис. 2.19. Суточный график активной и реактивной нагрузок.

Рис. 2.20. Годовой график активной и реактивной нагрузок по продолжительности.

S_{М 1} = 1 930.1 кВА.

К_З = 0.65 ÷ 0.7 для нагрузок II категории.

Выбираем два трансформатора номинальной мощностью 1 600 кВА.

Проведём проверку на работу в аварийном режиме:

1.5· S_НОМ = 1.5·1600 = 2 400 кВА.

2 400 кВА > 1 930.1 = S_{М 1}.

ТП-14 (2 КТП-1600)

S_{М 2} = 1 158.1 кВА.

Выбираем два трансформатора номинальной мощностью 1 000 кВА.

Проведём проверку на работу в аварийном режиме:

1.5· S_НОМ = 1.5·1000 = 1 500 кВА.

1 500 кВА > 1 185.1 = S_{М 2}.

ТП-12 (2 КТП-1000)

Выбор трансформаторов для ТП-13: классификация кокса (II категория), дробление кокса (II категория)

Р_М = 810 + 468 = 1 278 кВт,

Q_М = 607.5 + 351 = 958.5 квар,

S_М = 1 597.5 кВА.

Рис. 2.21. Суточный график активной и реактивной нагрузок.

Рис. 2.22. Годовой график активной и реактивной нагрузок по продолжительности.

t_МАХ = 10 час.

По кривым мощностей допустимых нагрузок трансформаторов [1] получаем:

К_Н = 1.

Выбираем два трансформатора номинальной мощностью 1 600 кВА.

Коэффициент загрузки:

Проведём проверку на работу в аварийном режиме:

1.5· S_НОМ = 1.5·1 600 = 2 400 кВА.

2 400 кВА > 1 597.5 = S_М.

Таблица 2.1.

Цеховые трансформаторные подстанции.

№ ТП	SМ, кВА	Тип комплектной ТП	Число и мощность трансформаторов, n·S	Тип трансформатора
ТП-1	890.6	2 КТП-1000	2·1 000	ТМЗ-1000/10У1
ТП-2	2 050	2 КТП-1600	2·1 600	ТМЗ-1600/10У1
ТП-3	1 482.6	2 КТП-1000	2·1 000	ТМЗ-1000/10У1
ТП-4	1 432.8	2 КТП-1000	2·1 000	ТМЗ-1000/10У1
ТП-5	1 476.6	2 КТП-1000	2·1 000	ТМЗ-1000/10У1
ТП-6	1 476.6	2 КТП-1000	2·1 000	ТМЗ-1000/10У1
ТП-7	1 788.7	2 КТП-1600	2·1 600	ТМЗ-1600/10У1
ТП-8	1 217.6	2 КТП-1000	2·1 000	ТМЗ-1000/10У1
ТП-9	907.8	2 КТП-1000	2·1 000	ТМЗ-1000/10У1
ТП-10	2 306.2	2 КТП-1600	2·1 600	ТМЗ-1600/10У1
ТП-11		2 КТП-1000	2·1 000	ТМЗ-1000/10У1
ТП-12	1 158	2 КТП-1000	2·1 000	ТМЗ-1000/10У1
ТП-13	1 597.5	2 КТП-1600	2·1 600	ТМЗ-1600/10У1
ТП-14	1 930	2 КТП-1600	2·1 600	ТМЗ-1600/10У1

2.2. ВЫБОР КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ 10 КВ

Имеем Т_МАХ = 6 300 ч.

Кабели с алюминиевыми жилами и бумажной изоляцией j_ЭК = 1.2.

Марка кабеля для прокладки в земле с высокой коррозионной активностью ААШВУ.

Расчёт на примере КТП-1: Л1, Л2.

S_Р = 890.6 кВА.

Рассчитаем расчётный ток:

(2.1)

где S_ЭК – экономически целесообразное сечение провода;

j_ЭК – экономическая плотность тока.

I_М = 51.4 А.

(2.2)

Выбираем кабель ААШВУ-3x25, I_УД = 90 А > 51.4 А.

ПУЭ допускает аварийную перегрузку до 125%. С учётом унификации кабельной продукции выбираем ААШВУ-3x50.

Выбор остальных кабельных линий сведём в Таблицу 2.2.

Таблица 2.2.

Выбор кабельных линий.

Обозначение в плане	Начало кабельной линии	Конец кабельной линии	SМ, кВА	Тип кабеля	l, км
Л1; Л2	ГПП	ТП-1	890.6	ААВШУ-3х50	0.17
Л3; Л4	ГПП	ТП-2	2 050	ААВШУ-3х50	0.11
Л5; Л6	ГПП	ТП-7	1 788.7	ААВШУ-3х50	0.27
Л7; Л8	ГПП	КРУ-1	6 979.1	ААВШУ-3х185	0.17
Л9; Л10	ГПП	КРУ-2	4 353.5	ААВШУ-3х120	0.48
Л11; Л12	КРУ-1	ТП-3	1 482.6	ААВШУ-3х50	0.18
Л13; Л14	ТП-3	ТП-4	1 432.8	ААВШУ-3х50	0.14
Л15; Л16	КРУ-2	ТП-14	1 930	ААВШУ-3х50	0.21
Л17; Л18	КРУ-2	ТП-13	1 597.5	ААВШУ-3х50	0.11
Л19; Л20	КРУ-2	ТП-12	1 158	ААВШУ-3х50	0.15
Л21; Л22	КРУ-2	ТП-11		ААВШУ-3х50	0.26
Л23; Л24	КРУ-2	ТП-10	2 306.2	ААВШУ-3х70	0.18
Л25	КРУ-2	ТП-9	907.8	ААВШУ-3х70	0.27
Л26; Л27	КРУ-2	ТП-8	1 217.6	ААВШУ-3х95	0.02
Л28; Л29	КРУ-1	ТП-5	1 476.6	ААВШУ-3х50	0.02
Л30; Л31	КРУ-1	ТП-6	1 476.6	ААВШУ-3х50	0.02

2.3. РАСЧЁТ ТОКОВ КЗ

Таблица 2.3.

Основные данные трансформаторов КТП.

Тип трансформатора	SН, кВА	UН, кВ	РХХ, кВт	РКЗ, кВт	UК, %	iХ, %
ТМЗ 1000/10У1	1 000	10/0.4	2.45		5.5	1.4
ТМЗ 1600/10У1	1 600	10/0.4	3.3	16.5	5.5	1.3

Рис. 2.23. Однолинейная схема.

Рис. 2.24. Схема замещения.

S_КЗ = 800 МВА – мощность КЗ.

(2.3)

Реактивное сопротивление воздушной линии:

Х_ВЛ = Х_УД · l, (2.4)

где Х_УД – удельное реактивное сопротивление воздушной линии.

l – длина воздушной линии.

Х_ВЛ = 0.4·1.5 = 0.4 Ом.

Минимальное реактивное сопротивление трансформатора 1:

(2.5)

Максимальное реактивное сопротивление трансформатора 1:

(2.6)

где U_МАХ – максимальное напряжение.

Ток трёхфазного КЗ в точке К1:

(2.7)

Суммарное минимальное реактивное сопротивление трансформатора Т1 и Х_К1:

Х_{К2 MIN} = (Х_К1 + Х_{Т2 MIN}), (2.8)

где Х_К1 – суммарное реактивное сопротивление системы и линии.

Х_{К2 MIN} = (2.31 + 6.2) = 8.51 Ом.

Суммарное максимальное реактивное сопротивление трансформатора Т1 и Х_К1:

Х_{К2 MAX} = (Х_К1 + Х_{Т2 MAX}). (2.9)

Х_{К2 MAX} = (2.31 + 11.4) = 13.71 Ом.

Минимальный трёхфазный ток КЗ в точке К2:

(2.10)

Максимальный трёхфазный ток КЗ в точке К2:

(2.11)

Расчёт токов КЗ на стороне 10 кВ

(2.12)

(2.13)

(2.14)

(2.15)

Рассчитаем сопротивления кабельной линии 11:

Х_Л11 = Х_УДЛ11 · l₁₁, (2.16)

где Х_УДЛ11 – удельное реактивное сопротивление кабельной линии 11;

l₁₁ – протяжённость кабельной линии 11.

Х_Л11 = 0.077·0.16 = 0.012 Ом.

R_Л11 = R_УДЛ11 · l₁₁, (2.17)

где R_УДЛ11 – удельное активное сопротивление кабельной линии 11.

R_Л11 = 0.169·0.16 = 0.027 Ом.

Эквивалентное минимальное сопротивление, приведённое к низкой стороне:

(2.18)

Эквивалентное максимальное сопротивление, приведённое к низкой стороне:

(2.19)

Суммарное минимальное сопротивление:

(2.20)

Суммарное максимальное сопротивление:

(2.21)

Максимальный трёхфазный ток КЗ в точке К3:

(2.22)

Минимальный трёхфазный ток КЗ в точке К3:

(2.23)

В точке К3 имеется подпитка от СД: СДН16-41-8У3.

Р_М1 = 630 кВт, Р_М2 = 400 кВт, U_НОМ = 10 кВ, cosφ = 0.9, η = 92.4%,

I_ПУСК / I_НОМ = 7.3, S_М1 = 700 кВА, S_М2 = 400 кВА, Х"_* = 1/7.3 =0.137.

(2.24)

(2.25)

(2.26)

(2.27)

(2.28)

Рассчитаем сопротивления кабельной линии 28:

Х_Л28 = Х_УДЛ28 · l₂₈, (2.29)

где Х_УДЛ28 – удельное реактивное сопротивление кабельной линии 28;

l₂₈ – протяжённость кабельной линии 28.

Х_Л28 = 0.059·0.02 = 0.002 Ом.

R_Л28 = R_УДЛ28 · l₂₈, (2.30)

где R_УДЛ28 – удельное активное сопротивление кабельной линии 28.

R_Л28 = 0.894·0.02 = 0.018 Ом.

(2.31)

Х_К8 = Х_К3 · Х_Л28 + Х_Т3. (2.32)

Х_К8 = 1.02 + 6.06 = 7.08 Ом.

Х_{К8 MIN} = Х_{К3 MIN} · Х_Л28 + Х_Т3. (2.33)

Х_{К8 MIN} = 0.92 + 6.06 = 6.98 Ом.

Токи без учёта подпитки, т.к. не дают существенного изменения.

Рассчитаем максимальный ток трёхфазного КЗ в точке К8:

(2.34)

Рассчитаем минимальный ток трёхфазного КЗ в точке К8:

(2.35)

Рассчитаем максимальный ток двухфазного КЗ в точке К8:

(2.36)

Учтём токоограничивающее действие болтовых соединений

Сопротивление, приведённое к стороне 0.4 кВ:

R_{ПЕР НН} = 15 мОм.

Сопротивление, приведённое к стороне 10 кВ:

(2.37)

Z_{К8 MAX} = Х_С + Х_ВЛ + Х₁₁ + Х₂₈ + Х_Т1 + Z_Т3 + R_ПЕР. (2.38)

Z_{К8 MAX} = j·7.13 + 10.38 = 12.56 Ом.

(2.39)

Ток, приведённый к стороне 0.4 кВ:

Двухфазное КЗ, приведённое к стороне 10 кВ:

Двухфазное КЗ, приведённое к стороне 0.4 кВ:

Расчёт однофазного КЗ

(2.40)

где – для трансформаторов 1 000 кВА;

– для трансформаторов 1 600 кВА.

Ток КЗ, приведённый к стороне 0.4 кВ:

Расчёт токов КЗ сведём в таблицу 2.4.

Таблица 2.4.

Расчёт токов КЗ.

№	ХКМАХ	ХКMIN	35 кВ	10 кВ	0.4 кВ	10 кВ	0.4 кВ
I^(3)МАХ	I^(3)МIN	I^(3)МАХ	I^(3)МIN	I^(3)МАХ	I^(3)МIN	I^(1)МАХ	I^(1)МIN
	Ом	кА
К1		2.31	9.25
К2	13.71	8.51	2.37	1.7	7.91	5.72
К3	1.02	0.92			6.59	5.94
К4	1.02	0.92			6.60	5.94
К5	12.6	7.01			0.868	0.482	22.6	12.63	3.26	8.55
К6	11.47	4.74			1.28	0.528	33.6	13.8	0.488	12.8
К7	11.47	4.74			1.28	0.528	33.6	13.8	0.488	12.8
К8	12.56	6.98			0.868	0.482	22.6	12.63	0.326	8.55
К9	12.56	6.98			0.868	0.482	22.6	12.63	0.326	8.55
К10	12.56	6.98			0.868	0.482	22.6	12.63	0.326	8.55
К11	12.56	6.98			0.868	0.482	22.6	12.63	0.326	8.55
К12	12.56	6.98			0.868	0.482	22.6	12.63	0.326	8.55
К13	11.47	4.74			1.28	0.528	33.6	13.8	0.488	12.8
К14	12.6	7.01			0.868	0.482	22.6	12.63	0.326	8.55
К15	12.6	7.01			0.868	0.482	22.6	12.63	0.326	8.55
К16	11.47	4.74			1.28	0.528	33.6	13.8	0.488	12.8
К17	11.47	4.74			1.28	0.528	33.6	13.8	0.488	12.8
К18	12.6	7.01			0.868	0.482	22.6	12.63	0.326	8.55
К19	1.07	0.95			6.86	6.24
К20	1.07	0.95			6.86	6.24

2.4. РАСЧЁТ СУММАРНОГО ЕМКОСТНОГО ТОКА СЕТИ 10 КВ

(2.41)

Кроме того, следует учитывать собственные емкостные токи высоковольтных двигателей и другой аппаратуры 20% от I_СКΣ.

Дата добавления: 2015-07-17