Завод по производству биотоплива

Продолжение таблицы № 4.4.1

ТП-14	1017,3312	0,91	0,46	925,771392	421,7939073
ТП-15	1017,3312	0,91	0,46	925,771392	421,7939073
ТП-16	768,834	0,91	0,46	699,63894	318,7649184
ТП-17	768,834	0,91	0,46	699,63894	318,7649184
ТП-18	768,834	0,91	0,46	699,63894	318,7649184
ТП-19	944,571	0,9	0,484	850,1139	411,7289534
ТП-20	944,571	0,9	0,484	850,1139	411,7289534
ТП-21	946,647	0,9	0,484	851,9823	412,6338608
ТП-22	946,647	0,9	0,484	851,9823	412,6338608
ТП-23	946,647	0,9	0,484	851,9823	412,6338608
ТП-24	976,23	0,9	0,484	878,607	425,5287916
ТП-25	976,23	0,9	0,484	878,607	425,5287916
ТП-26	976,23	0,9	0,484	878,607	425,5287916
ТП-27	931,596	0,9	0,484	838,4364	406,073282
ТП-28	931,596	0,9	0,484	838,4364	406,073282
ТП-29	931,596	0,9	0,484	838,4364	406,073282
ТП-30	931,596	0,9	0,484	838,4364	406,073282
ТП-31	902,532	0,9	0,484	812,2788	393,4045781
ТП-32	902,532	0,9	0,484	812,2788	393,4045781
ТП-33	902,532	0,9	0,484	812,2788	393,4045781
ТП-34	1019,826	0,9	0,484	917,8434	444,5318474
ТП-35	1019,826	0,9	0,484	917,8434	444,5318474
ТП-36	916,026	0,9	0,484	824,4234	399,2864764

 

 

 

 

Продолжение таблицы № 4.4.1

РП-1	5439,186	0,91	0,46	4949,65926	2255,131383
РП-2	5403,18	0,91	0,46	4916,8938	2240,202998
РП-3	7220,926	0,91	0,46	6571,04266	2993,855484
РП-4	7540,284	0,91	0,46	6861,65844	3126,263945
РП-5	6685,242	0,91	0,46	6083,57022	2771,756479
РП-6	10462,932	0,9	0,484	9416,6388	4560,686324
РП-7	7661,6316	0,9	0,484	6895,46844	3339,627789
РП-8	8755,476	0,9	0,484	7879,9284	3816,423509
АД, кВт
400	439,56	0,91	0,46	399,9996	182,2452019
500	549,45	0,91	0,46	499,9995	227,8065023
СД, кВт
1800	1978,02	0,91	0,46	1799,9982	820,1034084
2500	2747,25	0,91	0,46	2499,9975	1139,032512
тр-р ЛК
ом 8/1	564	0,9	0,484	507,6	245,8419004
см 8/1	1500	0,9	0,484	1350	653,8348415
ом 8/2	564	0,9	0,484	507,6	245,8419004
см 8/2	1500	0,9	0,484	1350	653,8348415
ом 4/3	564	0,9	0,484	507,6	245,8419004
см 4/3	1500	0,9	0,484	1350	653,8348415
ом 4/4	564	0,9	0,484	507,6	245,8419004
см 4/4	1500	0,9	0,484	1350	653,8348415
ом 8/5	564	0,9	0,484	507,6	245,8419004
см 8/5	1500	0,9	0,484	1350	653,8348415

 

Таблица № 4.4.2. Выбор компенсирующих устройств 0,4 кВ.

потребитель	тип КУ	мощ-ть КУ, кВАр	кол-во	cosφк
ТП 1÷18	КРМ-0,4-105-7,5У3	105	36	0,91
ТП 19÷36	КРМ-0,4-75-7,5У3	75	36	0,9
Тр-р ДПТ	КРМ-0,4-75-7,5У3	75	10	0,9

 

4.ВЫБОР ПРОВОДНИКОВ

 

4.1. Выбор проводов 110 Кв

 

Сечение проводов ЛЭП должно быть таким, чтобы провода не перегревались при любой нагрузке в нормальном рабочем режиме, чтобы потеря напряжения не превышала установленные пределы и чтобы плотность тока в проводах соответствовала экономической. Также провода от 110 кВ и выше должны удовлетворять условию коронирования: для 110 кВ – мин. сечение 70 мм2.

Первое из этих условий записывается в виде

                                                                           (5.1.1)

Второе условие:

                                                                                                (5.1.2)

Где: P,Q – активная и реактивная мощности в линии;

R,X - активное и реактивное сопротивление линии, Ом.

Ориентировочно можно считать допустимыми следующие потери напряжения на участках электросети:

Линии 6-10 кВ внутри предприятия – 5%;

Линии 10-220 кВ, питающие ГПП предприятия – 10%.

Третье условие выбора сечения:

                                                                                                              (5.1.3)

Где - экономическая плотность сечения  провода, мм2;

- расчетная сила  тока в линии, А;

- нормированное  значение экономической плотности  тока, А/мм2

ГПП-1. Продолжительность использования максимума нагрузки            Тм=6000 ч/год. Этому соответствует .

 

 

 

Исходя из двух условий, выбираем провод марки  АС-150/24 с сечением      150 мм2; Iдоп.=450 А; r0=0,197 Ом/км; x0=0,420 Ом/км.

Проверяем провод по потере напряжения:

Так как ГПП питается от ТЭЦ (5 км) и городской подстанции (10 км), то выберем наибольшую длину линии.

 

ГПП-9. Продолжительность использования максимума нагрузки            Тм=6000 ч/год. Этому соответствует .

 

 

 

Исходя из двух условий, выбираем провод марки  АС-150/24 с сечением      150 мм2; Iдоп.=450 А; r0=0,197 Ом/км; x0=0,420 Ом/км.

Проверяем провод по потере напряжения:

Так как ГПП питается от ТЭЦ (6 км) и городской подстанции (9 км), то выберем наибольшую длину линии.

 

Выбранные провода, удовлетворяют условиям нагрева токами, потерь напряжения и коронирования.

5.2. Выбор сечений жил кабелей распределительной сети

 для обоих вариантов схем.

 

Критерием для выбора сечения кабельных линий служит минимум приведенных затрат. В практике проектирования линий массового строительства выбор сечения производится не по сопоставительным расчетам в каждом  конкретном случае, а по нормируемым обобщенным показателям.

В качестве такого показателя при проектировании кабельных линий используется экономическая плотность тока. В ПУЭ установлены величины экономических плотностей тока jЭК зависящие от материала, конструкции провода, продолжительности использования максимума нагрузки ТНБ и региона, характеризующегося стоимостью топлива.

Экономически целесообразное сечение определяют предварительно по расчетному току линии IРАС.НОРМ нормального режима и экономической плотности тока:

                 (5.2.1)

Найденное расчетное значение сечения округляется до ближайшего стандартного.

Для обеспечения нормальных условий работы кабельных линий и правильной работы защищающих аппаратов выбранное сечение должно быть проверено по длительной допустимой нагрузке, по нагреву в нормальном и послеаварийном режимах, а также по термической стойкости при токах КЗ.

Проверка по допустимой токовой нагрузке по нагреву в нормальном и послеаварийном режимах производится по условию   Iрас ≤ Iдоп. факт,

где Iрас –  расчетный ток для проверки кабелей по нагреву;

Iдоп. факт – фактическая допустимая токовая нагрузка.

Расчетный ток линии определяется как

,                (5.2.2)

 где SКАБ –  мощность, передаваемая по кабельной линии в нормальном или послеаварийном режиме работы; UНОМ –  номинальное напряжение сети.

Фактическая допустимая токовая нагрузка в нормальном и послеаварийном режимах работы вычисляется по выражению

,               (5.2.3)

где Iдоп.табл – длительная допустимая токовая нагрузка, при FСТ=50мм2  - IДОП=165А;  FСТ=70мм2 - IДОП=210А;  FСТ=95мм2 - IДОП=255А;

Кt – коэффициент, учитывающий фактическую температуру окружающей среды, нормативная температура для кабелей, проложенных в воздухе +25°С;

Кпр – коэффициент, учитывающий количество проложенных кабелей в траншее;

Кпер – коэффициент перегрузки, зависящий от длительности перегрузки и способа прокладки (в земле или в воздухе), а также от коэффициента предварительной нагрузки.

Проверка сечений по термической стойкости проводится после расчетов токов КЗ. Тогда минимальное термически стойкое токам КЗ сечение кабеля:

,                 (5.2.4)

где - суммарный ток КЗ от энергосистемы и синхронных электродвигателей: tп=0,7 - приведенное расчетное время КЗ; С - термический коэффициент (функция) для кабелей 6 кВ с алюминиевыми жилами: поливинилхлоридная или резиновая изоляция С=78 Ас2/мм2; полиэтиленовая изоляция С=65 Ас2/мм2, бумажная изоляция - 83 Ас2/мм2[4]

Линии систем электроснабжения длиной менее 1 км по потере напряжения не проверяются.

Из четырех полученных по расчетам сечений - по экономической плотности тока, нагреву в нормальном и послеаварийных режимах и стойкости токам КЗ - принимается наибольшее, как удовлетворяющее всем условиям.

Пример расчета:

Экономическая плотность тока jЭК, необходимая для расчета экономически целесообразного сечения одной КЛ определяется по нескольким условиям.

а) в зависимости от числа часов использования максимума нагрузки Тнб=6000 ч/год.[4]

б) в зависимости от вида изоляции КЛ – бумажная пропитанная.

в) в зависимости от материала, используемого при изготовлении жилы кабеля – алюминиевые.

г) в зависимости от района прокладки – европейская часть России.

В результате получаем:

[4]

Для КЛ ТП №1:

Sкаб= 895,47 кВА. – см. таблица 6.1

А

мм2

Таким образом, из [3] Fст = 95 мм2

Аналогично рассчитываются сечения для остальных кабелей.

 Проверка кабелей по допустимому  нагреву в нормальном и послеаварийном  режимах работы.

 В нормальном режиме:

Kt= 0,8  KПР= 1  KПЕР= 0,8  IДЛ.ДОП= 255 А

  IДОП.ФАКТ=165 А

IРАСЧ < IДОП, - данное сечение удовлетворяет требованиям.

 В послеаварийном режиме  фактический длительный допустимый  ток: