Кроме указанных условий выбора существуют так называемые «условия проверки», такие, как термическая и электродинамическая стойкость к коротким замыканиям, потери о отклонения напряжения на границе балансовой принадлежности (ГБП) сетей, механическая прочность.
В тех случаях, если сечение проводника, выбранное по первым трём условиям, оказалось меньше, чем по другим, то принимается большее сечение, полученное по условиям проверки.
Для воздушных ЛЭП напряжением выше 1 кВ и при ударном токе КЗ 50 кА и более для предупреждения схлёстывания проводов делается проверка на динамическое действие токов КЗ. Если ЛЭП оборудована быстродействующим автоматическим выключателем, то делается проверка проводов на термическую стойкость к токам КЗ [2]. Расчётный ток послеаварийного режима:
А (5.3.1)
Принимаем провод сечением F=10 мм2 с допустимым током Iдоп=84 А.
Экономическое сечение провода:
(5.3.2)
где Iр — расчётный ток послеаварийного режима, А;
jЭ — экономическая плотность тока, А/мм2.
Экономическая плотность тока jЭ для неизолированных алюминиевых проводов при числе часов использования максимума нагрузки в год от 3000 до 5000 (Тmax=4790 ч) согласно [2] равна 1,1.
Принимаем провод сечением 70 мм2 с допустимым током IДОП=265А
Согласно [2] проверка проводов по образованию короны определяется в зависимости от среднегодовых значений плотности и температуры воздуха на высоте (над уровнем моря) данной местности, по которой будет проложена ЛЭП, а также приведённого радиуса (диаметра) и коэффициента негладкости проводника. В данном проекте будем пользоваться для этой цели упрощённой эмпирической формулой определения критического напряжения, при котором возникает общая корона при хорошей погоде:
(5.3.3)где d — расчётный диаметр витого провода, см;
Dср — среднегеометрическое расстояние между фазными проводами, см. Если Uкр > UH, то сечение провода выбрано верно, в противном случае необходимо принять большее сечение и сделать перерасчёт.
Для принятого ранее сечения 70 мм2 согласно [7] d=11,4 мм=1,14 см; Dcp=5 м=500 см для ЛЭП 110 кВ, тогда по выражению (5.3.3) получим:
Uкр= 127 кВ > UH=110 кВ, следовательно, окончательно принимаем провод марки АС сечением Fp=70 мм2.
«23
Проверку выбранных проводов ЛЭП на термическую стойкость не производим, так как в задании нет данных об устройствах быстродействующих АПВ линий.
Необходимость проверки на электродинамическую стойкость определяется после расчёта токов короткого замыкания.
Согласно ГОСТ 13109-87 на границе раздела (ГБП) трансформаторных подстанций 110/10-6 кВ, питающих цеховые КТП, освещение, асинхронные и синхронные электродвигатели напряжением до и выше 1000 В, нижняя граница отклонений напряжения Vн 110=-5% от номинального, верхняя граница Vв 110 =+12%. Тогда расчётный диапазон отклонений напряжения на зажимах 110 кВ УВН ППЭ в любом режиме нагрузки d 110=VB 110 - VH 110=12%-(-5%)=17%. Проверим потерю напряжения в ЛЭП
(5.3.4)где Р, Q — расчётные нагрузки на провода, "МВт, Мвар;
г, х — активное и индуктивное сопротивления проводов на 1 км длины, Ом/км;
1 — длина проводов, км;
ΔU% — расчётные потери напряжения, %.
Таким образом, выбранные провода ВЛЭП-110 сечением 70 мм2 с допустимым током
1ДОП=265 А удовлетворяют и условиям нижней границы отклонений напряжения на ГБП в ре
жиме наибольших (послеаварийных) нагрузок.
6. ВЫБОР СИСТЕМЫ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ
В систему распределения СЭС предприятий входят РУНН пунктов приём электроэнергии (ПГВ), комплектные трансформаторные (цеховые) подстанции (КТП), распределительные пункты (РП) напряжением 6-10 кВ и линии электропередачи (кабели, токопроводы), связывающие их с ПГВ [2].
6.1. Выбор рационального напряжения системы распределения
Согласно методических указаний [5] для дипломного (учебного) лраектирования, если нагрузка ЭП напряжением 6 кВ составляет от суммарной мощности предприятия менее 15%, то можно принять без технико-экономического расчёта (ТЭР) рациональное напряжение системы распределения 10 кВ. Когда нагрузка 6 кВ составляет 40% и более от суммарной мощности, можно без ТЭР принять Uрац=6 кВ. В интервале 15-40% технико-экономическое сравнение вариантов системы с 6 или 10 кВ обязательно.
Процентное содержание нагрузки 6 кВ в общей нагрузке предприятия:
(6.1.1)
где SM — полная мощность предприятия согласно пункту 2.1, кВА;
— полная нагрузка напряжением выше 1000 В, кВА. С использованием данных пункта 2.1 получим, что5642 кВА
Тогда
= 40%Таким образом, окончательно без ТЭР принимаем Upau=6 кВ.
6.2. Выбор числа РП, ТП и мест их расположения
Прежде чем определять место расположения и число РП и ТП, произведём расчёт средних нагрузок цехов за наиболее загруженную смену на напряжении до
1000 В по формулам:(6.2.1)
(6.2.2)
(6.2.3)
(6.2.4)
Пример расчёта для цеха №1:
коэффициент максимума: Км =
средняя активная нагрузка за наиболее загруженную смену:
кВт;средняя реактивная нагрузка за наиболее загруженную смену:
989 кВт;средняя полная нагрузка этого цеха:
1735 кВАРасчёт для остальных цехов сведён в таблицу 7,
Таблица 7 средние нагрузки цехов за наиболее загруженную смену
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
№ цеха | РН,кВт | QН,квар | КС | КИ | КМ | РСР,кВт | QCР,квар | SСР,кВА |
1 | 1724,8 | 1196,8 | 0,85 | 0,7 | 1,21 | 1425,5 | 989 | 1735 |
6 кВ | 1071 | -514,08 | 0,85 | 0,7 | 1,21 | 885 | -424,9 | 981,7 |
2 | 1365,8 | 1299,2 | 0,7 | 0,7 | 1 | 1365,8 | 1299,2 | 1885 |
3 | 861,4 | 881,6 | 0,4 | 0,3 | 1,33 | 647,7 | 662,9 | 922,8 |
6 кВ | 400 | 248 | 0,4 | 0,3 | 1,33 | 300,8 | 186,5 | 353,9 |
4 | 560,4 | 633,6 | 0,5 | 0,4 | 1,25 | 448,3 | 506,9 | 676,7 |
5 | 405,6 | 375 | 0,7 | 0,7 | 1 | 405,6 | 375 | 552,4 |
6 | 148,6 | 189,1 | 0,5 | 0,4 | 1,25 | 118,9 | 151,3 | 552,4 |
продолжение таблицы№7 | ||||||||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
7 | 52,1 | 38 | 0,4 | 0,3 | 1,33 | 39,2 | 28,6 | 48,5 |
8 | 121,8 | 92,4 | 0,5 | 0,4 | 1,25 | 97,4 | 73,9 | 122,3 |
9 | 176,5 | 158,3 | 0,5 | 0,4 | 1,25 | 141,2 | 126,6 | 189,7 |
10 | 785 | 947,7 | 0,6 | 0,5 | 1,2 | 654 | 789,8 | 1025,4 |
6 кВ | 780 | 374,4 | 0,65 | 0,6 | 1,08 | 722,2 | 346,7 | 801 |
11 | 817,7 | 1004,2 | 0,6 | 0,5 | 1,2 | 654 | 789,6 | 1025,4 |
6кВ | 780 | 374,4 | 0,65 | 0,6 | 1,08 | 722,2 | 346,7 | 801 |
12 | 307,2 | 389 | 0,5 | 0,4 | 1,25 | 245,8 | 311,2 | 396,6 |
13 | 538 | 568,8 | 0,6 | 0,5 | 1,2 | 448,3 | 473,8 | 652,3 |
14 | 34,8 | 25,3 | 0,4 | 0,3 | 1,33 | 26,2 | 19 | 32,4 |
15 | 62,9 | 46,4 | 0,4 | 0,3 | 1,33 | 47,3 | 34,8 | 58,7 |
16 | 74 | 51,7 | 0,5 | 0,4 | 1,25 | 59,2 | 41,46 | 72,2 |
17 | 9,8 | 5,9 | 0,4 | 0,3 | 1,33 | 7,4 | 4,4 | 8,6 |
18 | 99 | 59,4 | 0,5 | 0,4 | 1,25 | 79,2 | 47,5 | 92,4 |
19 | 313,9 | 275,2 | 0,5 | 0,4 | 1,25 | 251,1 | 220,2 | 334 |
20 | 336,9 | 352,8 | 0,6 | 0,5 | 1,2 | 280,8 | 294 | 406,6 |
21 | 50,5 | 50,3 | 0,3 | 0,2 | 1,5 | 33,7 | 33,5 | 47,5 |
22 | 2560 | -1240 | 0,8 | 0,7 | 1,14 | 2245,6 | -1087,7 | 2495,2 |
б.З. Размещение БСК в электрической сети предприятия