Для кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена К пер = 1,23.
Для магистральных линий (корпуса № 4 и № 6+3) расчет производим для головного участка линии, для всех участков магистральной линии принимаем кабели одинакового сечения.
Данные расчета и выбора кабелей сведены в табл.11.
Таблица 11. Расчет и выбор кабельных линий 10 кВ.
11.1. Выбор сечений кабельных линий 10 кВ, питающих РП (радиальная схема)
Выбор кабелей между ГПП и РП1:
Ток нормального режима для одной питающей линии (секции шин) РП1:
, где
j э =1,7 А/мм 2 – нормированная экономическая плотность тока (ПУЭ, табл.1.3.36 с.36)
К у =1 – коэффициент увеличения экономической плотности тока (для радиальной схемы).
Выбираемые кабельные линии прокладываем в земле внутри кабельного канала, т.е. в воздухе. Для прокладки внутри кабельного канала в земле выбираем кабель марки АПвПу, Uном=10 кВ.
Выбираем стандартное сечение 300 мм 2 , допустимый ток I доп = 497 А.
Перегрузочный коэффициент для кабелей данной марки согласно технической документации, составляет k пер = 1,23.
Длительно допустимый ток кабеля:611,3,
I раб.ав < I доп Þ 892,2 А >611,3 А - условие не выполняется. Увеличиваем сечение кабелей до тех пор, пока не будет выполнено условие I раб.ав < I доп. Данному условию удовлетворяет кабель АПвПу-500 – кабель с одной алюминиевой жилой (А) сечением 800 мм 2 , с изоляцией токоведущих жил из сшитого полиэтилена (Пв), в полиэтиленовой оболочке (П), усиленного исполнения (у).
Аналогично выбираем кабели между ГПП и РП2, между ГПП и корпусами №№ 8, 11, а также от РП-1 до корпуса № 1 и от РП-2 до корпуса № 10, результаты расчета и выбора кабелей занесены в табл.11.
11.2. Выбор сечения кабелей от РП до трансформаторов
Выбор кабелей от РП1 до трансформаторов корпуса №5:
Ток нормального режима при коэффициенте загрузки β=0,9:
,
,
Стандартное сечение - q э =35 мм 2 . Однако в п.7.6.определено наименьшее сечение по термической устойчивости - q э =50 мм 2 , поэтому принимаем кабель с сечением 50 мм 2 .
Аналогично кабелям от ГПП до РП проверяем по допустимым токам нормального и послеаварийного режимов. Результаты расчетов и выбора занесены в табл.11.
Аналогично рассчитываем сечения кабелей от РП до трансформаторов корпусов № 9. Результаты расчетов занесены в табл.11.
11.3. Выбор кабелей от ГПП до корпуса № 4 и корпусов № 6 и 3 (магистральная схема)
Ток нормального режима: 
,
Расчетное экономическое сечение: 
, ближайшее стандартное сечение -150
мм 2 , но для него не выполняется условие I раб.ав < I доп, это условие выполняется для сечения 300 мм 2 . коэффициент увеличения для схемы тремя трансформаторами
корпуса № 4:
1,13
где l 1 ,l 2 ,l 3 – длина кабелей соответственно до ТП-1, ТП-2 и ТП-3 корпуса № 4 (длины кабелей – по ситуационному плану предприятия).
Выбираем термически стойкий кабель сечением q = 300 мм 2 .
Длительно допустимый ток кабеля:,
Рабочий ток аварийного режима: ,
Условие I раб.ав < I доп - выполняется.
Аналогично производится выбор сечения кабелей от ГПП до корпуса № 6. Данные расчета и выбора занесены в табл.11.
Для трех трансформаторной схемы корпусов №№ 6,3 коэффициент увеличения равен:
1,56
Для всех кабельных линий выбираем кабель марки АПвПу – кабель с одной алюминиевой жилой (А), с изоляцией токоведущих жил из сшитого полиэтилена (Пв), в полиэтиленовой оболочке (П), усиленного исполнения (у). Сечение всех участков магистральных линий выбираем одинаковым.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В данном курсовом проекте рассмотрены основные вопросы проектирования электроснабжения промышленного предприятия.
Определены величины электрических нагрузок, выбраны типы подстанций и трансформаторов, а также их расположение. Непосредственная трансформация на 0,4 кВ для цеховых сетей нецелесообразна из-за сравнительно малой суммарной мощности потребителей отдельного цеха. ГПП размещаем в месте, находящемся недалеко от центра электрических нагрузок на правой границе территории предприятия, т.к.ВЛ-110 кВ подходят справа. При этом не требуется установка дополнительных опор ВЛ на территории предприятия.
Передачу электроэнергии от источника питания до приёмного пункта промышленного предприятия осуществляется воздушными или кабельными линиями. Сечение проводов и жил выбирается по техническим и экономическим условиям.
К техническим условиям относятся выбор сечения по нагреву расчётным током, условиям коронирования, механической прочности, нагреву от кратковременного выделению тепла током КЗ, потерям напряжения в нормальном и после аварийном режимах.
Экономические условия выбора заключаются в определении сечения линии, приведённые затраты которой будут минимальными.
Выбор сечения по нагреву осуществляется по расчётному току. Для параллельно работающих линий в качестве расчётного тока принимается ток после аварийного режима, когда одна питающая линия вышла из строя. По справочным данным, в зависимости от расчетного тока, определяется ближайшее большее стандартное сечение. Это сечение приводится для конкретных условий среды и способа прокладки кабеля и проводов. Если условия применения проводов и кабелей отличается от приведённых, то длительно допустимые токовые нагрузки пересчитывают с учетом коэффициентов поправок:
K 1 =К п – коэффициент поправочный, учитывающий количество кабелей.
К 2 – коэффициент допустимой перегрузки кабельной линии (К 2 =1.3 при прокладке кабеля в земле)
Ip= Ip По потери напряжения: L доп =L ΔU % 27.
При выборе сечения кабельной линий учитывают допустимые кратковременные перегрузки. Для кабелей напряжением до 10 кВ с бумажной пропитанной изоляцией, несущих нагрузки меньше номинальных, для таких кабелей допускается перегрузки в течение 5 суток в пределах, указанных в таблицах справочника. Для кабелей с полиэтиленовой изоляцией и с поливинилхлоридной изоляцией перегрузки на время ликвидации аварий допустимы соответственно до 10 и 30%; при этом максимальная перегрузка допускается на время максимумов нагрузки продолжительностью не более 6 часов в сутки в течение 5 суток, если в остальные периоды времени этих суток нагрузка не превышает номинальной. Перегрузка кабельных линий 20-35 кВ не допускается. По условиям коронирования выбирают минимально допустимое сечения только для воздушных линий. Для жил кабелей самое малое стандартное сечение обеспечивает отсутствие коронирования. Выбор сечения по механической прочности также не производится, так как минимальное стандартное сечение удовлетворяет этому условию. Для воздушной линии расчет сечения производится с учетом воздействия собственной массы, сил ветра и гололёда. Ip= Ip По потери напряжения: L доп =L ΔU % По экономической плотности тока: S Э =Ip/j э 28.Магистральные схемы внутреннего электроснабжения. Виды схем, область применения, преимущества и недостатки.
При магистральных схемах электроэнергия подается от основного энергетического узла или центра питания предприятия непосредственно к цеховым распределительным и трансформаторным подстанциям. Уменьшается число звеньев распределения и коммутации электроэнергии. В этом заключается главное и очень существенное преимущество магистральных схем распределения энергии. Магистральные схемы более удобны и экономичны чем радиальные при необходимости выполнения резервирования цеховых подстанций от другого источника в случае выхода из работы основного питающего пункта. Магистральные линии позволяют лучше загрузить при нормальном режиме кабели, сечение которых было выбрано по экономической плотности тока или по току короткого замыкания. У магистральных линий, к которым подключается несколько подстанций, благодаря более полной их загрузке сечение кабеля, необходимое при нормальном режиме, приближается к сечению, выбираемому по условиям короткого замыкания или экономической плотности тока. Магистральные схемы позволяют также сэкономить число камер в распределительном устройстве, так как к одной магистральной линии присоединяется несколько подстанций. Магистральные схемы целесообразно применять при распределенных нагрузках, при упорядоченном расположении подстанций на территории завода. Это позволяет выполнить наиболее прямое прохождение магистралей от источников питания до потребителя энергии без обратных потоков энергии и без длинных обходов. Рис. 2. Магистральные схемы внутреннего электроснабжения предприятий: а - одиночная (III категория надежности); б - двойная (1 и II категории надежности); в - кольцевая, разомкнутая (II и III категории надежности); г -двойная, сквозная (I категория надежности); д - кольцевая от двух источников питания; е - двойная, кольцевая без РУ 6-10 кВ в ТП При повреждении одного из питающих магистральных кабелей или одного из кабелей на перемычках между ТП одна из групп ТП окажется обесточенной на время, требуемое дежурному персоналу (или выездной бригаде) для оперативного переключения в ТП с отключением поврежденного кабельного участка для ремонта. Таким образом, на время ремонта поврежденного участка электроприемники, подключенные ко всем ТП кольцевой схемы (или к группе ТП), перейдут в III категорию надежности. Ремонт поврежденного участка кабельной сети, проложенной в земле, в зимнее время может потребовать до 2-3 сут. Это обстоятельство необходимо учитывать при выборе кольцевой схемы с учетом назначения подключенных к ТП электроприемников. Экономичные по расходу кабельной продукции схемы с двойными сквозными магистралями (рис. 2, б, г, е) рекомендуются для I категории надежности. При применении схем рис. 2,6, е с подключением ТП без РУ 6-10 кВ (глухое подключение) следует иметь в виду, что при повреждениях на отдельных участках этих схем для вывода в ремонт поврежденного участка возникает необходимость вручную отсоединять концы жил поврежденного кабеля у болтового соединения на выключателях нагрузки 6-10 кВ, через которые подключены трансформаторы. В этих условиях требуется строгое соблюдение эксплуатационным персоналом правил техники безопасности по допуску в высоковольтную часть ТП, производству оперативных переключений и ремонтных работ. Наличие в ТП распредустройства 6-10 кВ создает более безопасные условия для эксплуатационного персонала. Это обстоятельство следует учитывать при выборе схемы ТП: с РУ 6-10 кВ или без него в зависимости от квалификации персонала. Область применения
магистральных схем: в цехах машиностроения, металлообработки, в цехах с часто меняющейся технологией, т.к. такие сети позволяют осуществлять замену и перестановку оборудования практически без реконструкции цеховых сетей. Исключением являются: 1. насосные 2. компрессорные 3. цеха со взрыво- и пожароопасной средой 4. хим. производства Приемущества
: 1. возможность индустриализации монтажных работ 2. удобство применения шинопроводов. Отключение, включение приемников не требует реконструкции системы. 3. универсальность, удобно для цехов с часто перемещающимся оборудованием. При применении схемы «блок-трансформатор-магистраль» уменошаются размеры ТП. 4. Малое число линий 5. Малые затраты Недостатки:
Меньшая надежность по сравнению с радиальными схемами. 29. Смешанные схемы, их преимущества
. Смешанная схема -
электроснабжение осуществляется радиальными и магистральными линиями. На рис. 1, в линия W1 - радиальная, W2 - магистральная, т. е. схема является смешанной. Смешанные схемы питания, сочетающие принципы радиальных и магистральных систем распределения электроэнергии, имеют наибольшее распространение на крупных объектах. Их преимуществом
являются низкие потери мощности и напряжения. Недостаток
: наличие огромные показатели токов короткого замыкания. 30. Способы прокладки кабелей в траншеях и на эстакадах.
Наиболее простой является прокладка кабелей в траншеях (рис. 3.10). Она экономична и по расходу цветного металла, так как допустимые токи на кабели больше (примерно в 1,3 раза) при прокладке в земле, чем в воздухе. Однако по ряду причин этот способ не получил широкого применения на промышленных предприятиях.Прокладка в траншеях не применяется:-на участках с большим числом кабелей;-при большой насыщенности территории подземными и наземными технологическими и транспортными коммуникациями и другими сооружениями;-на участках, где возможно разлитие горячего металла или жидкостей, разрушающе действующих на оболочку кабелей;-в местах, где возможны блуждающие токи опасных значений, большие механические нагрузки, размытие почвы и т. п. Рис. 3.10. Прокладка кабелей в траншее Опыт эксплуатации кабелей, проложенных в земляных траншеях, показал, что при всяких разрытиях кабели часто повреждаются. При прокладке в одной траншее шести кабелей и более вводится очень большой снижающий коэффициент на допустимую токовую нагрузку. Поэтому не следует прокладывать в одной траншее более шести кабелей. При большом числе кабелей предусматриваются две рядом расположенные траншеи с расстоянием между ними 1,2 м.Земляная траншея для укладки кабелей должна иметь глубину не менее 800 мм. На дне траншеи создают мягкую подушку толщиной100 мм из просеянной земли. Глубина заложения кабеля должна быть не менее 700 мм. Ширина траншеи зависит от числа кабелей, прокладываемых в ней. Расстояние между несколькими кабелями напряжением до 10 кВ должно быть не менее 100 мм. Кабели укладывают на дне траншеи в один ряд. Сверху кабели засыпают слоем мягкого грунта. Для защиты кабельной линии напряжением выше 1 кВ от механических повреждений ее по всей длине поверх верхней подсыпки покрывают бетонными плитами или кирпичом, а линии напряжением до 1 кВ - только в местах вероятных разрытии.Трассы кабельных линий прокладываются по непроезжей части на расстоянии не менее: 600 мм от фундаментов зданий, 500 мм до трубопроводов, 2000 мм до теплопроводов. 31. Прокладка кабеля в блоках
рекомендуется в местах пересечений с железными и автомобильными дорогами, в условиях стесненности трассы на территории предприятий между цехами, а также внутри цехов в полах (наряду с прокладкой кабелей в стальных трубах). В местах изменения направления трассы или глубины заложения блоков, а также на прямолинейных участках большой длины делают кабельные колодцы. Блок обычно состоит из нескольких труб (асбестоцементных, керамические и др.)или железобетонных элементов (панелей) и относящихся к ним колодцев. При прокладке кабельной линии в блоках они должны быть доставлены к месту работ и разложены вдоль трассы кабеля. Каждый кабельный блок должен иметь до 10% резервных каналов, но не менее одного канала. Глубина заложения в земле кабельных блоков должна приниматься исходя из местных условий, но не должна быть менее расстояний, допустимых при прокладке кабелей в траншеях. В местах изменения направления трассы или разветвления кабельных линий, проложенных в блоках, и в местах перехода кабелей из блоков в землю должны сооружаться кабельные протягивания. Кабеля прокладываемые вдоль, а также дающие возможность легко и быстро заменить их в процессе эксплуатации. Для стока влаги блоки укладывают с уклоном в сторону колодцев не менее чем на 100мм на каждые 100мм. Кабельные колодцы сооружают на прямоугольных участках трассы на расстоянии друг от друга, определяемом рельефом местности, строительной длиной прикладываемых кабелей, а также величиной предельно допустимого стяжения кабеля при его затяжке в канал блока. Колодцы строят с таким расчетом, чтобы обеспечить нормальную прокладку кабелей и монтаж кабельных муфт. На дне устраивают водосборник, представляющий собой закрытое металлической решеткой углубления, служащие для сбора просачивающихся грунтовых или ливневых вод. Перед прокладкой кабелей осматривают колодцы и прочищают трубы, проложенные между ними. Очистку труб производят при помощи последовательно соединенных тросом на расстоянии 600-700 мм друг от друга контрольного (комбинированного)цилиндра и проволочного дерма. Свободный конец контрольного цилиндра присоединяют к тяговому торсу лебедки, а затем, вращая барабан лебедки, протаскивают цилиндр и ерш через трубы. Таким образом, не только отчищают трубы, но и одновременно калибруют живое сечение их путем разрушения контрольным цилиндром твердых выступов, образовавшихся в местах соединения труб вследствие проникновения в зазор стыка жидкой бетонной массы. Трос от лебедки можно затянуть в трубу несколькими способами, но наиболее просто это сделать при помощи двух проволок с крючками на концах. Проволоки протягивают с двух концов трубы одновременно и при встрече в трубе сцепляют, а затем проволоку вытаскивают с одной стороны трубы на столько, чтобы наружу вышло место сцепления проволок. Далее к одному концу оставшейся в трубе проволоки привязывают трос тяговой лебедки, а к другому - контрольный цилиндр и один или несколько ершей. К последнему ершу прикрепляют стальной трос диаметром не менее 12мм,служашей для протяжки кабеля. Для затяжки кабеля в блоки его закрепляют к тросу чулком, накладываемым на оболочку кабеля, или же при помощи зажима. Барабан с кабелем устанавливают у колодца. Прежде чем приступают к протяжке кабеля на трубе блока устанавливают стальную разъемную воронку с раструбом, а на край горловины колодца - желоб, изготовленный из куска трубы или листовой стали. Воронка служит для предохранения кабеля и торцовой части трубы от повреждений при затягивании кабеля в блок: применение желоба предотвращает опасный перегиб кабеля в момент его затягивания в блок. Кабель следует протягивать в блоки со скоростью, не превышающей 5км/ч и без остановок во избежании воздействия на него больших условий при трогании кабеля с места. До затяжки кабеля в трубу рекомендуется смазывать его тавотом или смазкой УС из расчета 8 - 10 г на 1 м кабеля. По окончании затяжки кабеля в блок отрезают кабель от барабана с таким расчетом, чтобы выступающий из блока конец кабеля можно было разделать для соединения в муфте. Если дальнейшая работа по прокладке кабеля в этот день прекращается,то кабеля в этот день на их концы находящихся в колодце и на барабане напаивают или надевают полиэтиленовые колпачки. Для обеспечения необходимой герметизации кабеля на внутреннюю поверхность полиэтиленового колпачка предварительно наносят слой клея БФ или БМК, а затем колпачок надевают на его конец и закрепляют на его оболочке проволочным бандажом. Определения.
Кабельная линия
- линия для передачи электроэнергии на расстояние, состоящая из одного или нескольких параллельных кабелей с соединительными, стопорными и концевыми муфтами (заделками) и крепежными деталями. Кабельная траншея
- открытое искусственное сооружение, вырытое в земле с определенными глубиной и шириной и предназначенное для прокладки в нем кабелей. После прокладки кабелей и их испытания кабельную траншею засыпают землей. Кабельное сооружение
- сооружение, специально предназначенное для размещения в нём кабелей и кабельных муфт. К кабельным сооружениям относятся туннели, каналы, блоки, камеры, эстакады, короба, этажи, шахты, двойные полы, галереи, колодцы. Кабельный туннель
- закрытое сооружение в виде коридора, в котором расположены опорные конструкции, предназначенные для размещения в них кабелей и кабельных муфт. В кабельных туннелях должен быть свободный проход по всей длине, позволяющий производить прокладку кабелей, осмотры и ремонты кабельных линий. Кабельный канал
- закрытое и заглубленное в грунт или в пол непроходное сооружение, предназначенное для размещения в нём кабелей; укладку и осмотр, а также ремонт кабелей возможно производить лишь при снятом перекрытии. Кабельный блок
- кабельное сооружение с трубами (каналами), предназначенное для прокладки в них кабелей, с относящимися к нему колодцами. Кабельная камера
- подземное сооружение, закрываемое глухой съемной бетонной плитой, предназначенное для размещения кабельных соединительных муфт или для протяжки кабелей в блоки. Камера, имеющая люк для входа в неё, называется кабельным колодцем. Кабельная эстакада
- горизонтальное или наклонное сооружение, предназначенное для прокладки кабелей и кабельных муфт над поверхностью земли. Кабельная эстакада может быть проходной и непроходной. Кабельный короб
- закрытая конструкция прямоугольного или другого сечения, изготовленная из несгораемых или трудносгораемых материалов (металл, асбоцемент и др.) и предназначенная для прокладки в ней кабелей. Короба могут быть глухими или с открывающимися крышками, со сплошными или перфорированными стенками и крышками. Глухие короба имеют только сплошные стенки и не имеют крышек. Короба могут применяться в помещениях и в наружных установках. Кабельный лоток
- открытая конструкция из несгораемых или трудносгораемых материалов и предназначенная для прокладки в ней в помещениях или в наружных установках кабелей. Лотки могут быть сплошными, перфорированными или решетчатыми. Лотки не являются защитой кабелей от внешних механических повреждений. Кабельный этаж
- часть здания, ограниченная полом и перекрытием или покрытием, с расстоянием между полом и выступающими частями перекрытия или покрытия не менее 1,8 м. Кабельная шахта
- специальное вертикальное сооружение в здании с закладными деталями в стенках, к которым закрепляются металлические конструкции, предназначенные для крепления к ним вертикально проложенного кабеля. Кабельная галерея
- подземное или наземное закрытое полностью или частично (например без боковых стен) горизонтальное или наклонное протяженное переходное кабельное сооружение. 32.
Из электрических нагрузок 1-й категории выделяются электроприемники так называемой «особой» группы
, бесперебойная работа которых необходима для обеспечения возможности безаварийного останова производства. В некоторых производствах прекращение вентиляции может вызвать опасную концентрацию горючих или токсических газов, а остановка насосов - пожар или взрыв. Примерами таких электроприемников являются электродвигатели задвижек и запорной арматуры, приводы вентиляторов, компрессоров центробежных насосов, а также аварийное освещение некоторых помещений. Для уменьшения затрат на резервирование отнесение электроприемников к особой группе должно делаться очень осмотрительно, сообразуясь с их ролью в технологическом процессе. При наличии на предприятии «особых» групп электроприемников, их электроснабжение осуществляется таким образом, чтобы при выводе в длительный ремонт или ревизию любого элемента системы всегда сохранялось питание этих электроприемников от двух независимых источников, т. е. и в тех случаях, когда для всех остальных электроприемников временно остается только один источник. Схема электроснабжения предусматривает подвод питания от аварийного источника только к упомянутым электроприемникам особой группы, чтобы не завышать его мощность, которая зависит от характера технологии. Для обеспечения постоянной готовности аварийного источника к немедленному включению предусматривается его перевод в режим «горячего» резерва тотчас же после отключения по какой-либо причине одного из двух основных источников питания. Это делается путем включения на холостой ход аварийной дизельной станции, включения аварийной перемычки от другого источника и т. п. Схема электроснабжения одного из районов крупного предприятия с двумя основными независимыми источниками в виде двух секций ПГВ. Для аварийного питания особых групп электроприемников, имеющихся на РП2 и PII3, на схеме пунктиром показана магистраль, заходящая поочередно на эти РП и питающаяся от третьего аварийного источника небольшой мощности. При наличии АВР на РП аварийное питание может быть автоматически подано на тот РП, к которому присоединены особые группы электроприемников. На РП1 нет «особых» групп электроприемников и поэтому заход туда аварийной магистрали не предусмотрен. Схема работает следующим образом. Если пропадет напряжение на одной из секций РП2 или РПЗ, то автоматически включается секционный выключатель 1 и все питание этих РП переходит только на один источник по оставшейся в работе питающей линии. Тогда немедленно подготовляется третий источник, чтобы обеспечить питание «особой» группы электроприемников на тот случай, если произойдет полная потеря питания РП2 или РПЗ от ПГВ. В этом случае автоматически включается выключатель 2 аварийной магистрали. Во избежание перегрузки третьего источника питание «особых» групп выделяется или же предусматривается автоматическое отключение остальных электроприемников перед вводом третьего источника питания. На рис. 16,б показана схема электроснабжения крупного предприятия, питание которого производится: от энергосистемы через УРП и от собственной ТЭЦ. Кабельные перемычки между ПГВ1 и ПГВ2 и между РП1 и ПГВЗ обеспечивают питание особых групп электроприемников при любой аварии, включая даже полное отключение УРП или ТЭЦ. В данном случае не потребовалось специального аварийного источника. Эти примеры показывают, как можно сравнительно недорого и просто предусмотреть вполне надежное питание электроприемников «особой» группы, бесперебойная работа которых необходима для безаварийного останова производства. На предприятиях, особенно крупных, обычно не ограничиваются какой-либо одной из описанных выше схем. Для электроснабжения отдельных частей таких объектов иногда целесообразно применять различные схемы, дающие наиболее экономичное и рациональное решение всей системы электроснабжения в целом: Так, например, на первой ступени распределения энергии при кабельных сетях обычно применяют радиальные схемы, а при токопроводах - магистральные. Дальнейшее же распределение энергии по отдельным участкам от РП к цеховым подстанциям и двигателям высокого напряжения на таких предприятиях производится как по радиальным, так и по магистральным схемам. Из состава электроприемников первой категории выделяется особая группа (нулевая категория)
электроприемников, бесперебойная работа которых необходима для безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы для жизни людей, взрывов, пожаров и повреждения дорогостоящего оборудования. Например, к электроприемникам нулевой категории относятся операционные помещения больниц, сети аварийного освещения. Технико – экономический расчет (ТЭР) в чем его суть, что определяется. Исходные данные для проведения ТЭР. Какая подготовительная работа должна быть проведена. Как определяются капитальные вложения на схему электроснабжения. Исходные данные. Как определяются эксплуатационные расходы при проведении ТЭР. Исходные данные. Технико-экономические расчёты выполняют для выбора: 1)наиболее рациональной схемы электроснабжения цехов и предприятия в целом; 2) экономически обоснованного числа, мощности и режима работы трансформаторов ГПП и ТП; 3)рациональных напряжений в системе внешнего и внутреннего электроснабжения предприятия; 4) экономически целесообразных средств компенсации реактивной мощности и мест размещения компенсирующих устройств; 5) электрических аппаратов и токоведущих устройств; 6) сечение проводов, шин и жил кабелей; 7) целесообразной мощности собственных электростанций и генераторных установок в случае их необходимости; 8) трасс и способов прокладки электросетей с учётом коммуникаций энергохозяйства в целом. Целью технико-экономических расчётов является определение оптимального варианта схемы, параметров электросети и её элементов. Для систем электроснабжения промышленных предприятий характерна много вариантность решений задач, которая обусловлена широкой взаимозаменяемостью технических решений. В связи с этим требуется выполнение значительного числа трудоёмких вычислений, для автоматизации которых рекомендуется широко применять электронно-вычислительные машины (ЭВМ). При технико-экономических расчётах систем промышленного электроснабжения соблюдают следующие условия сопоставимости вариантов: 1) технические, при которых сравнивают только взаимозаменяемые варианты при оптимальных режимах работы и оптимальных параметров, 2) экономические, при которых расчёт сравниваемых вариантов ведут применительно к одинаковому уровню цен и одинаковой достижимости принятых уровней развития техники с учётом одних и тех же экономических показателей, характеризующий каждый рассматриваемый вариант. При разной надёжности сравниваемых вариантов дополнительно учитывают народнохозяйственный ущерб от снижения надёжности. Каждый рассматриваемый вариант должен соответствовать требованиям, предъявляемым к системе промышленного электроснабжения соответствующими директивными материалами, отраслевыми инструкциями и ПУЭ. В технико-экономических расчётах используют укрупненные показатели стоимости (УПС) элементов системы электроснабжения, а так же УПС сооружения подстанций в целом. В УПС не включены некоторые статьи расхода, поэтому их не применяют для определения реальной стоимости сооружения объекта, а используют при сравнительных расчётов вариантов. УПС основных элементов системы электроснабжения приведены в приложении к данному пособию.В соответствии с существующей методикой технико-экономических расчётов в качестве основного метода оценки рекомендуется метод срока окупаемости. В этом случае показателями являются капитальные вложения (затраты) и ежегодные (текущие) эксплуатационные расходы. Экономические (стоимостные) показатели в большинстве случаев являются решающими при технико-экономических расчётах. Однако, если рассматриваемые варианты равноценны в отношении стоимостных показателей, предпочтение отдают варианту с лучшими техническими показателями. Для технико-экономического расчета необходимы следующие данные: С о =4,30 руб/кВт∙ч─ стоимость 1 кВт электроэнергии; Т г =7000 ч.─ годовое число часов работы предприятия. Пример определения капиталовложений и эксплуатационных расходов КЛ для линии Л1 ,
Имеем данные: Марка и сечение кабеля, его длина, кол-во кабелей в линии Для кабеля ААШВ 3*240 стоимость 1 км линии составляет 428 тыс.руб.(по с учетом коэффициента пересчета цен = 100), расход цветного металла – 1,92 т/км. Капитальные затраты на линию: К л =n∙ℓ∙C л =6∙0,009∙428=23,1 тыс. руб. Вес кабеля: G=q ∙n∙ℓ=1,92∙6∙0,009=0,1 т. Коэффициент загрузки линии: К з = = =0,63 Фактические потери мощности в линии: ∆Р д =∆Р н ∙n∙ℓ∙К з 2 =70∙6∙0,009∙0,63 2 =1,5 кВт, где ∆Р н ─ номинальные потери мощности в одном кабеле при полной нагрузке, кВт/км. Потери электроэнергии в линии: ∆Э л =∆Р д ∙Т г =1,5∙7000=10642,5 кВт∙ч/год. Стоимость потерь электроэнергии: С пл =∆Э л ∙С о =10642,5∙0,00043=4,6 тыс.руб./год Амортизационные отчисления на линии: C а.л =φ л ∙К л =0,03∙23,1=0,7 тыс.руб/год φ л - норма амортизационных отчислений на линии, которая составляет 3% 44. Преимущества и недостатки при разных способах прокладки кабелей
. Прокладка кабелем может осуществляться несколькими способами: в траншеях, каналах, туннелях, блоках, эстакадах. Прокладка кабелей в траншеях.
Прокладка в траншеях не применяется:на участках с большим числом кабелей; при большой насыщенности территории подземными и наземными технологическими и транспортными коммуникациями и другими сооружениями; на участках, где возможно разлитие горячего металла или жидкостей, разрушающе действующих на оболочку кабелей; в местах, где возможны блуждающие токи опасных значений, большие механические нагрузки, размытие почвы и т. п. При прокладке в одной траншее шести кабелей и более вводится очень большой снижающий коэффициент на допустимую токовую нагрузку. Поэтому не следует прокладывать в одной траншее более шести кабелей. При большом числе кабелей предусматриваются две рядом расположенные траншеи с расстоянием между ними 1,2 м.Прокладка кабелей в каналах.
Прокладка кабелей в железобетонных каналах может быть наружной и внутренней. Этот способ прокладки более дорогостоящий, чем в траншеях. При вне-цеховой канализации на неохраняемой территории каналы прокладываются под землей на глубине 300 мм и более. Глубина канала не более 900 мм. На участках, где возможно разлитие расплавленного металла, жидкостей или других веществ, разрушительно действующих на оболочки кабелей, кабельные каналы применять нельзя.Прокладка кабелей в туннелях.
Прокладка в туннелях удобна и надежна в эксплуатации, но она оправдана лишь при большом числе (белее 30...40) кабелей, идущих в одном направлении, например, на главных магистралях, для связей между главной подстанцией и распределительной и других аналогичных случаях.Прокладка кабелей в блоках.
Прокладка кабелей в блоках надежна, но наименее экономична как по стоимости, так и по пропускной способности кабелей. Она применяется только тогда, когда по местным условиям прокладки недопустимы более простые способы прокладки, а именно: при наличии блуждающих токов, при агрессивных грунтах, вероятности разлива по трассе металла или агрессивных жидкостей и др. 45.Виды учета электроэнергии
, их назначение.
Учет электроэнергии предназначен для получения информации о параметрах электропотребления. Информация необходима для: - расчетов предприятия с энергоснабжающей организацией; - контроля соответствия фактических значений параметров электропотребления ожидаемым (планируемым); - оперативного управления процессами производства, преобразования, распределения и конечного использования энергии; - разработки обоснованных удельных норм расхода электроэнергии; - составления электробалансов предприятий, производств, цехов, агрегатов и определения фактического использования электроэнергии; - планирования и прогнозирования параметров электропотребления предприятий и отдельных его подразделений; - организации системы поощрения. Учет расхода электроэнергии на промышленном предприятии осуществляется приборным, расчетным и опытно-расчетным способами. Приборный
является основным способом учета и предполагает измерение расхода электроэнергии с помощью стационарных контрольно-измерительных приборов и систем. Расчетный
учет предполагает определение расхода электроэнергии в случае, если приборный способ технически невозможно осуществить или его применение экономически не оправдано. Опытно-расчетный
учет основан на сочетании контрольных замеров электропотребления переносными приборами и последующего использования расчетного способа. Объектами учета электроэнергии на промышленном предприятии являются: - производство собственными электростанциями, потребление со стороны (из энергосистемы); - отпуск на сторону; - расход отдельными производствами, цехами, участками, агрегатами, т. е. на всех уровнях системы электроснабжения (6УР-1УР). Учет принято разделять на расчетный (коммерческий) и технический (контрольный). Расчетный
учет электроэнергии предназначен для учета выработанной, а также отпущенной потребителям электроэнергии с целью осуществления денежных расчетов. Его выполняют путем установки счетчиков электроэнергии. Если счетчики устанавливают в системе электроснабжения предприятия ниже границы раздела с энергосистемой, то потери электроэнергии в элементах системы электроснабжения до счетчиков (трансформаторах, линиях) определяют расчетом и они оплачиваются предприятием. Для предприятия, рассчитывающегося с энергоснабжающей организацией за максимальную мощность, участвующую в суточном максимуме энергосистемы, спечет предусматривать установку счетчиков или автоматизированных, систем с указателем максимума нагрузки. Учет активной и реактивной электроэнергии трехфазного тока должен производиться с помощью трехфазных счетчиков. Счетчики реактивной электроэнергии устанавливаются на тех же элементах схемы, что и счетчики основной электроэнергии. При прямом включении в сеть счетчики должны иметь класс точности не ниже 2, а при подключении через измерительные трансформаторы - не ниже 0,5. Технический
учет предназначен для контроля расхода электроэнергии внутри предприятия. Этот вид учета отражает потребление электроэнергии внутрипроизводственными подразделениями (производствами, цехами, отделениями, участками, агрегатами и установками). Поэтому иногда технический учет называют еще внутрипроизводственным. Электросчетчики, устанавливаемые для целей технического учета, называют контрольными. При проектировании схемы электроснабжения предприятия следует предусматривать техническую возможность установки стационарных электросчетчиков или применение переносных приборов для контроля расхода электроэнергии цехами, технологическими линиями, агрегатами. Минимальное годовое электропотребление, при котором считается целесообразным осуществление технического учета, принято равным 300 МВт*ч (если используются обычные индукционные электросчетчики). В случае применения для техническою учета информационно-измерительных и микропроцессорных систем, оснащенных электронными счетчиками и счетчиками-датчиками, минимальное значение будет больше и будет определяться с учетом затрат на приборы и нормирование. На предприятиях должен вестись (записями или автоматизировано) учет: ежесуточного и ежемесячного расхода активной энергии, ежесуточного расхода реактивной энергии (мощности), расхода активной энергии (мощности) каждые 30 мин во время прохождения максимума нагрузки энергосистемы. Рекомендуется составление энергобаланса по предприятию в целом, по производствам, цехам и наиболее энергоемким агрегатам. 46.Расчетный учет электроэнергии, приборы учета и места их установки в схеме.
Расчетным учетом
электроэнергии называется учет выработанной, а также отпущенной потребителям электроэнергии для денежного расчета за нее. Счетчики, устанавливаемые для расчетного учета, называются расчетными счетчиками. Пункты установки средств учета электроэнергии
Счетчики для расчета электроснабжающей организации с потребителями электроэнергии рекомендуется устанавливать на границе раздела сети (по балансовой принадлежности) электроснабжающей организации и потребителя. Расчетные счетчики активной электроэнергии на электростанции должны устанавливаться: 1) для каждого генератора 2) для всех присоединений шин генераторного напряжения 3) для межсистемных линий электропередачи - два счетчика со стопорами, учитывающих отпущенную и полученную электроэнергию; 4) для линий всех классов напряжений, отходящих от шин электростанций и принадлежащих потребителям. 5) для всех трансформаторов и линий, питающих шины основного напряжения (выше 1 кВ) собственных нужд (СН). 6) для каждого обходного выключателя или для шиносоединительного (междусекционного) выключателя, используемого в качестве обходного для присоединений, имеющих расчетный учет, - два счетчика со стопорами. На электростанциях, оборудуемых системами централизованного сбора и обработки информации, указанные системы следует использовать для централизованного расчетного и технического учета электроэнергии. На остальных электростанциях рекомендуется применение автоматизированной системы учета электроэнергии. На электростанциях мощностью до 1 МВт расчетные счетчики активной электроэнергии должны устанавливаться только для генераторов и трансформаторов СН или только для трансформаторов СН и отходящих линий. Счетчики реактивной электроэнергии должны устанавливаться: 1) на тех же элементах схемы, на которых установлены счетчики активной электроэнергии для потребителей, рассчитывающихся за электроэнергию с учетом разрешенной к использованию реактивной мощности; 2) на присоединениях источников реактивной мощности потребителей, если по ним производится расчет за электроэнергию, выданную в сеть энергосистемы, или осуществляется контроль заданного режима работы. Если со стороны предприятия с согласия энергосистемы производится выдача реактивной электроэнергии в сеть энергосистемы, необходимо устанавливать два счетчика реактивной электроэнергии со стопорами в тех элементах схемы, где установлен расчетный счетчик активной электроэнергии. Во всех других случаях должен устанавливаться один счетчик реактивной электроэнергии со стопором. Для предприятия, рассчитывающегося с энергоснабжающей организацией по максимуму разрешенной реактивной мощности, следует предусматривать установку счетчика с указателем максимума нагрузки, при наличии двух или более пунктов учета - применение автоматизированной системы учета электроэнергии. 47. Контрольный учет электроэнергии, приборы учета, места их установки.
Техническим
(контрольным) учетом электроэнергии называется учет для контроля расхода электроэнергии внутри электростанций, подстанций, предприятий, в зданиях, квартирах и т. п. Счетчики, устанавливаемые для технического учета, называются счетчиками технического учета. Установка счетчиков
Счетчики должны размещаться в легко доступных для обслуживания сухих помещениях, в достаточно свободном и не стесненном для работы месте с температурой в зимнее время не ниже 0°С. Счетчики общепромышленного исполнения не разрешается устанавливать в помещениях, где по производственным условиям температура может часто превышать +40°С, а также в помещениях с агрессивными средами. Допускается размещение счетчиков в неотапливаемых помещениях и коридорах распределительных устройств электростанций и подстанций, а также в шкафах наружной установки. При этом должно быть предусмотрено стационарное их утепление на зимнее время посредством утепляющих шкафов, колпаков с подогревом воздуха внутри них электрической лампой или нагревательным элементом для обеспечения внутри колпака положительной температуры, но не выше +20°С. Счетчики, предназначенные для учета электроэнергии, вырабатываемой генераторами электростанций, следует устанавливать в помещениях со средней температурой окружающего воздуха +15 +25°С. При отсутствии таких помещений счетчики рекомендуется помещать в специальных шкафах, где должна поддерживаться указанная температура в течение всего года. Счетчики должны устанавливаться в шкафах, камерах комплектных распределительных устройствах (КРУ, КРУП), на панелях, щитах, в нишах, на стенах, имеющих жесткую конструкцию. Допускается крепление счетчиков на деревянных, пластмассовых или металлических щитках. Высота от пола до коробки зажимов счетчиков должна быть в пределах 0,8-1,7 м. Допускается высота менее 0,8 м, но не менее 0,4 м. В местах, где имеется опасность механических повреждений счетчиков или их загрязнения, или в местах, доступных для посторонних лиц (проходы, лестничные клетки и т. п.), для счетчиков должен предусматриваться запирающийся шкаф с окошком на уровне циферблата. Аналогичные шкафы должны устанавливаться также для совместного размещения счетчиков и трансформаторов тока при выполнении учета на стороне низшего напряжения (на вводе у потребителей). 49. Места установки измерительных приборов.
Амперметры устанавливаются на всех линиях дои выше 1 кВ, также на РП, ГПП, и ПС. Экономическая мощность КЛ, рассчитанная по нормированной плотности тока, приведена в табл. 3.37 и 3.38.
Таблица 3.37
1.10.3 Расчёт и выбор высоковольтного кабеля U = 10 кВ к ТП Для питания трансформаторов цеховой КТП от РП – 10 выбираем два кабеля марки ААБ, прокладываемые в траншее Выбор кабелей производим по четырём условиям: а) по электрической прочности U н.каб. ³ U н.уст. U н.каб. = 10 кВ = U н.уст. = 10 кВ б) по нагреву в аварийном режиме I доп. ³ I ав. Ток в аварийном режиме I ав. , А: I ав. = 1,3 ´ = 1,3 ´ = 75 А I доп. = 75 А = I ав. = 75 А Принимаем кабель ААБ‑10 1 (3 ´ 16), I доп. = 75 А в) по экономической плотности тока S ³ S эк. Экономически целесообразное сечение, мм 2 определяют по формуле: S эк. = , (51) где j эк. – экономическая плотность тока, А/мм 2 . j эк = 1,4, Т м.а. = 4000 ч ; I раб. – расчётный ток линии, А. I раб. = = = 57,8 А S эк = = 41,29 мм 2 S = 50 мм 2 > S эк. = 41,29 мм 2 Принимаем кабель ААБ‑10 1 (3 ´ 50), I доп. = 140 А г) по термической устойчивости к токам короткого замыкания S ³ S мин. Минимальное сечение кабеля S мин. , мм 2 S мин. = I ¥ ´ , (52) где С – коэффициент, соответствующий разности выделенной теплоты в проводнике после и до короткого замыкания. С = 85; t ф. – фиктивное время протекания тока короткого замыкания, с; t ф. = t ф.п. + t ф.а. (53) где t ф.п. – фиктивное время периодической составляющей I кз, с; t ф.а. – фиктивное время апериодической составляющей I кз, с. Величину t ф.п. находят по кривым зависимости: t ф.п. = ¦ (b»; t) где I» . – сверхпереходное значение тока короткого замыкания, А. I ¥ – действующее значение тока короткого замыкания, А. I ¥ = 7,94 кА; t – действительное время действия токов короткого замыкания t = t защ. + t откл. , (55) где t защ. – время срабатывания защиты, с. t защ. = 0,15 с; t откл. – время отключения выключателя, с. t откл. = 0,09 с. t = 0,15 + 0,09 = 0,24 с t фп = 0,24 с Время апериодической составляющей I кз равно: t ф.а. = 0,05 ´ b 2 (56) t ф.а. = 0,05 ´ 1, 2 = 0,05 с t ф. = 0,24 + 0,05 = 0,29 с S мин. = 7940 ´ = 47,6 мм 2 S = 50 мм 2 > 47,6 мм 2 По термической устойчивости выбираем кабель ААБ‑10 1 (3 ´ 50), Окончательно исходя из всех условий проходит кабель ААБ‑10 1 (3 ´ 50), I доп = 140 А 1.11 Сведения по управлению, релейной защите автоматике и измерению электроэнергии Различают следующие виды управления: дистанционное, местное и автоматическое. · Дистанционное управление – это управление на расстоянии нескольких сот метров, производится оператором, подающим команду с поста или щита управления путем замыкания специальным ключем цепи управления приводом выключателя, разъединителя или двигателя. · Местное управление – это управление приводом выключателя, разъединителя и другой аппаратуры непосредственно на месте. · Автоматическое управление – его используют в системе электроснабжения предприятий с большой потребляемой мощностью. Автоматическое управление осуществляется с помощью вычислительных машин управления ВМУ. Информация, поступающая в ВМУ, обрабатывается и используется для отключения и включения источников питания, регулирования нагрузок отдельных потребителей предприятия и выдачи о них соответствующих данных (мощность, напряжение и так далее), автоматической регистрации основных параметров системы электроснабжения, для предупреждения об аварийных режимах. Общие сведения о релейной защите Для непрерывного контроля за состоянием и режимом работы всех элементов системы электроснабжения на промышленных предприятиях применяется релейная защита, которая является основным видом электрической автоматики. Релейной защитой называют специальные защитные устройства Основные условия надёжной работы релейной защиты следующие: · релейная защита должна обладать селективностью, то есть отключать только повреждённый участок; · релейная защита должна обладать достаточной чувствительностью ко всем видам повреждений; · релейная защита должна быть выполнена по наиболее простой схеме с наименьшим числом аппаратов и обладать достаточной надёжностью; · релейная защита должна иметь необходимую сигнализацию неисправностей в цепях питающих аппаратов релейной защиты; · релейная защита должна быть быстродействующей, т.е. повреждённый участок должен быть отключён как можно быстрее. В схеме электроснабжения завода предусматриваются следующие виды защиты: а) силовых трансформаторах ГПП: · продольно – дифференциальная защита с действием на отключение элегазового выключателя и на отключение выключателей вводов 10 кВ; · МТЗ от внешних коротких замыканий с двумя выдержками времени; · газовая защита от повреждений трансформатора, действующая на подачу предупредительного сигнала (первая ступень) и на отключение элегазового выключателя и отключение вводов 10 кВ (вторая ступень); · МТЗ от перегрузок с действием на сигнал; · температурная сигнализация; б) на секционном выключателе 10 кВ: · МТЗ с ограниченно – зависимой выдержкой времени, с ускорением при АВР и токовая отсечка; · защита от однофазного короткого замыкания на землю с действием на сигнал. в) на силовых трансформаторах: · газовая защита от повышения давления внутри бака (мановакуумметр); · защита от однофазного КЗ с действием на отключение вводного автомата 0,4 кВ; · температурная сигнализация (термосигнализатор) Аппараты релейной защиты – это специальные устройства (реле, контакторы, автоматы и др.), обеспечивающие автоматическое отключение поврежденной части электроустановки или сети. Если повреждение не представляет для установки непосредственной опасности, то релейная защита приводит в действие сигнальные устройства. Для обеспечения надежной работы релейная защита должна иметь избирательность (селективность), то есть отключать высоковольтными выключателями или автоматами только поврежденный участок установки. Время срабатывания защиты характеризуется выдержкой времени, обеспечивающей избирательность действия защиты. Выдержка времени определяется временем действия выключателя поврежденного участка и временем срабатывания защиты. Обладать достаточно высокой чувствительностью по всем видам повреждений на защищаемой линии и на линиях, питаемых от нее, а так же к изменившимся в связи с этим параметрам нормального режима работы (току, напряжению и др.), что оценивается коэффициентом чувствительности; Быть выполнена по наиболее простой схеме с наименьшим числом аппаратов. Реле применяемые в релейной защите, классифицируются по следующим признакам: · по принципу действия – электромагнитные, индукционные, электродинамические, тепловые, электронные и др.; · по принципу действия – тока, напряжения, мощности, тепловые и др.; · по способу воздействия на отключение – прямого и косвенного действия. Предельно допустимые нагрузки питающих элементов электрической сети по условиям настройки релейной защиты и с учетом возможных эксплуатационных режимов должны согласовываться предприятием с диспетчерской службой энергоснабжающей организации периодически пересматриваться. Установки устройства РЗА линий связи потребителя энергоснабжающей организацией, а так же трансформаторов на подстанциях потребителя, находящихся в оперативном управлении или оперативном ведении диспетчера энергоснабжающей организации, должны быть согласованы с соответствующей службой РЗА энергоснабжающей организации. При выборе установок должна обеспечиваться селективность действия с учетом наличия устройств автоматического включения резерва (АВР) и автоматического повторного включения (АПВ). Кроме того, при определении установок по селективности должна учитываться работа устройств технической автоматики и блокировки цеховых агрегатов и других механизмов. Все уставки устройств релейной защиты должны проверяться в условиях минимальной электрической нагрузки предприятия и энергоснабжающей организации для действующей схемы электроснабжения. Общие сведения об автоматике Для повышения надежности электроснабжения электроустановок применяют автоматические устройства. Они обеспечивают быстрое восстановление нарушенного электроснабжения, вызванного ненормальными режимами работы электроустановки и действием при этом защитных устройств, а также возможными ошибками обслуживающего персонала. В схеме электроснабжения завода предусмотрен следующий объем автоматики: · автоматическое регулирование напряжения под нагрузкой на силовых трансформаторах ГПП; · автоматическое управление вентиляторами обдува трансформаторов ГПП; · автоматическое включение резерва (АВР) секционного выключателя 10 кВ при аварийном отключении одного из трансформаторов ГПП или питающей линии; · автоматическое повторное включение (АПВ) питающей линии (ЛЭП‑1, ЛЭП‑2); · автоматическая частота разгрузка на 9 ячейках ГПП (АЧР); · АВР секционных автоматов 0,4 кВ. В случае выхода из работы одного из трансформаторов ТП другой трансформатор возьмет на себя всю нагрузку. Общие сведения по измерению и учёту электроэнергии Для контроля за работой системы электроснабжения, коммерческого и контрольного учета электроэнергии установлены следующие измерительные приборы: На вводах 10 кВ: · амперметр. На сборных шинах 10 кВ: · по одному показывающему вольтметру на каждой секции; · один комплект вольтметров с переключателем на любую секцию; · один амперметр в цепи секционного выключателя. На отходящих кабельных линиях 10 кВ: · универсальный счетчик энергии; · амперметр. На стороне 0,4 кВ ТП: · один вольтметр на каждой секции; · амперметр в сепии отходящих магистралей. В цепи трансформаторов: · счетчик энергии на стороне 0,4 кВ; · амперметр на стороне 0,4 кВ. То установка на подстанции компенсирующих устройств экономически оправдана. 3.9 Основные технико-экономические показатели системы
электроснабжения механического цеха Основные технико-экономические показатели системы электроснабжения цеха приводятся в таблице 3.8. Таблица 3.8 – Основные технико-экономические показатели Показатель Количественное значение Численность промышленно- ... Основе технико-экономических расчетов определяют рациональное стандартное. Для рассматриваемого завода рациональное напряжение, найденное по эмпирическим формулам будет Uрац= Uрац= Следовательно, для электроснабжения завода выбираем напряжение 35 Кв, так как напряжение 35 кВ имеет экономические преимущества для предприятий средней мощности при передаваемой мощности 5-15 МВт на расстояние...
Таблица 3.38
Таблица 3.39
Сечение жил кабеля, выбранное по нормированным значениям плотности тока, должно удовлетворять условиям допустимого нагрева в нормальных и послеаварийных режимах работы.
В ряде случаев (например, при прокладке в воздухе) сечение кабеля определяется допустимой длительной нагрузкой, которая (особенно для маслонаполненных кабелей) ниже экономической. Значение допустимого длительного тока для кабелей зависит от конструкции кабеля, условий прокладки, количества параллельно проложенных кабелей и расстояния между ними.
Для каждой КЛ должны быть установлены наибольшие допустимые токовые нагрузки, определяемые по участку трассы с наихудшими тепловыми условиями при длине участка не менее 10 м.
Длительно допустимые токовые нагрузки для разных марок кабелей напряжением до 35 кВ при различных условиях прокладки принимаются в соответствии с ПУЭ. В табл. 3.40-3.42 приведены допустимые длительные мощности КЛ, рассчитанные при среднем эксплуатационном напряжении (1,05 U ном).
Допустимые нагрузки для маслонаполненных кабелей в большой степени зависят от условий прокладки. Данные табл. 3.38 приведены для среднерасчетных условий и конструкций отечественных кабелей переменного тока. Приведенные значения соответствуют длинам, не превышающим 8-10 км. Для КЛ длиной более 10 км определение передаваемой мощности производится специальным расчетом или ориентировочно по данным 3.
Допустимые длительные мощности соответствуют условию прокладки в земле одного кабеля. При прокладке нескольких кабелей вводятся поправочные коэффициенты: 0,9 - для двух кабелей, 0,77 - для четырех, 0,72 - для шести кабелей. При прокладке в воздухе и воде допустимые длительные мощности соответствуют любому количеству кабелей.
Данные табл. 3.40-3.42 определены исходя из температуры окружающей среды: при прокладке кабеля в земле +15 °C и при прокладке в воздухе (туннеле) +25 °C. При другой температуре окружающей среды данные умножают на коэффициенты, приведенные в табл. 3.43.
Таблица 3.40
Таблица 3.41
Таблица 3.42
Окончание табл. 3.42
Таблица 3.43
Для кабелей с бумажной пропитанной изоляцией напряжением до 10 кВ, несущих нагрузки меньше допустимых, кратковременную перегрузку допускается принимать в соответствии с таблицей 3.44.
Таблица 3.44
На период ликвидации послеаварийного режима для кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена допускается перегрузка до 17 % номинальной при их прокладке в земле и до 20 % при прокладке в воздухе, а для кабелей из поливинилхлоридного пластика и полиэтилена - до 10 % при их прокладке в земле и в воздухе на время максимума нагрузки, если его продолжительность не превышает 8 ч в сутки, а нагрузка в остальные периоды времени не превышает 1000 ч за срок службы кабелей.
Для кабелей, находящихся в эксплуатации более 15 лет, перегрузка по току не должна превышать 10 %.
Допустимый ток нагрузки одноцепных и двухцепных КЛ 110–220 кВ, проложенных в земле и воздухе, приведен в табл. 3.45-3.51. В случае двухцепных линий ток приведен для одной цепи.
В табл. 3.49-3.50 указан допустимый ток нагрузки одноцепных и двухцепных линий 110 и 220 кВ, проложенных в земле кабелем марки МВДТ.
Расстояние между центрами параллельных линий высокого давления, проложенных в земле, при расчете взаимного теплового влияния принято равным 800 мм. Допустимые нагрузки линий высокого давления, проложенных в земле, даны для случаев как естественного, так и искусственного охлаждения кабелей с помощью продольной циркуляции масла со скоростью 0,1 м/с, осуществляемой на участках различной длины.
В таблице 3.51 указан допустимый ток нагрузки линий 110 и 220 кВ, проложенных в воздухе кабелями МВДТ.
При прокладке в воздухе влияние параллельных линий высокого давления не учитывалось.
Таблица 3.45
Таблица 3.46
Таблица 3.47
Таблица 3.48
Таблица 3.49
Таблица 3.50
Таблица 3.51
Для маслонаполненных КЛ 110–220 кВ разрешается перегрузка до повышения температуры жилы не более чем на 10 °C выше нормированной заводом. При этом длительность непрерывной перегрузки не должна превышать 100 ч, а суммарная - 500 ч в год. Этим условиям примерно соответствуют кратности перегрузок, указанные в табл. 3.52.
Таблица 3.52
Кабель 110 кВ с пластмассовой изоляцией при заполнении суточного графика нагрузки 0,8 допускает перегрузку в 1,2 раза.
При прокладке нескольких кабелей в земле, а также в трубах продолжительно допустимые мощности (токи) должны быть уменьшены путем введения соответствующих коэффициентов (табл. 3.53).
Для кабелей, проложенных в земле, продолжительно допустимые мощности (токи) приняты из расчета, что удельное тепловое сопротивление земли составляет 1,2 мК /Вт. Если сопротивление отличается от указанного, следует применять поправочные коэффициенты по табл. 3.54.
Таблица 3.53
Таблица 3.54
Удельные емкостные токи однофазного замыкания на землю кабелей 6-35 кВ с бумажной изоляцией и вязкой пропиткой приведены в табл. 3.55.
Таблица 3.55
Технические параметры кабелей 10–70 кВ и 110–500 кВ с пластмассовой изоляцией фирмы «АВВ» приведены в табл. 3.56-3.68 В табл. 3.56-3.59 приведены длительно допустимые токи для одножильных кабелей с пластмассовой изоляцией 10–70 кВ и 110500 кВ, проложенных в земле и воздухе.
Таблица 3.56
Таблица 3.57
Таблица 3.58
Таблица 3.59
Поправочные коэффициенты для одножильных кабелей с пластмассовой изоляцией приведены в табл. 3.60-3.68
Поправочный коэффициент на сечение экрана применяется к одножильным кабелям, проложенным треугольником при заземлении экранов с двух сторон. Поправочный коэффициент на сечение экрана при заземлении с одной стороны или при транспозиции экранов не применяется. Поправочный коэффициент к таблицам 3.56 и 3.57 приведен в табл. 3.60
Таблица 3.60
Поправочный коэффициент к таблицам 3.58 и 3.59 приведен в табл. 3.61.
Таблица 3.61
В табл. 3.62-3.68 приведены поправочные коэффициенты: при прокладке кабелей в земле на глубину прокладки (табл. 3.62), на температуру грунта (табл. 3.63), на термическое удельное сопротивление грунта (табл. 3.64), на межфазное расстояние (табл. 3.65,
Таблица 3.62
Таблица 3.63
Таблица 3.64
Таблица 3.65
Таблица 3.66
Таблица 3.67
Поправочный коэффициент на кабели, проложенные в воздухе, приведен в табл. 3.68.
Таблица 3.68
Кабель с СПЭ-изоляцией может подвергаться перегрузкам с температурой свыше 90 °C, но как можно реже; при этом температура жилы может достигать 105 °C. Отдельные аварийные перегрузки не нанесут значительных повреждений кабелю. Тем не менее частота и длительность таких перегрузок должны быть сведены к минимуму.
Пример применения поправочных коэффициентов
Две группы кабелей с СПЭ-изоляцией на напряжение 110 кВ с алюминиевыми жилами 1x500/150 мм 2 , проложенные в земле треугольником. Экраны заземлены с двух сторон, температура жилы 90 °C. По табл. 3.59 определяется номинальный ток 595 А без поправки.
Линии напряжением 6-10–20 кВ подлежат проверке на максимальную потерю напряжения от ЦП до удаленной трансформаторной ПС (ТП) 6-10-20 кВ.
Опыт проектирования линий 6-10-20 кВ показывает, что достаточно анализировать только режимы крайних ТП: ближайшей к ЦП и наиболее удаленной.
Средние значения потерь напряжения в КЛ 6-10-20 кВ составляют 5–7 %, при этом меньшие значения соответствуют длинным, а большие - коротким линиям 0,4 кВ, отходящим от ТП 6-10–20/0,4 кВ. Линии 6-10 кВ, идущие к электроприемникам этого напряжения, проверяются на допустимые отклонения напряжения, регламентируемые ГОСТ 13109-97.
Кабельные линии (кроме защищаемых плавкими предохранителями) подлежат проверке по термической стойкости при токах КЗ. Температура нагрева проверяемых проводников при КЗ должна быть не выше следующих предельно допустимых значений, °С:
Кабели до 10 кВ включительно с изоляцией:
бумажно-пропитанной - 200;
поливинилхлоридной или резиновой - 150;
полиэтиленовой - 120;
Кабели 20-220 кВ - 125.
Предельные значения установившегося тока КЗ, соответствующего термической стойкости кабелей 10 кВ с медной и алюминиевой жилой и бумажной изоляцией, приведены на 6.
Наибольшее развитие в России получили сети 6 кВ, на их долю приходится около 50 % протяженности сетей среднего напряжения. Одним из направлений развития сетей среднего напряжения является перевод сети 6 кВ на 10 кВ. Это наиболее сложно осуществить в городских сетях, где сеть 6 кВ выполнена кабелем.
Влияние повышенного напряжения на срок службы кабелей, переведенных с 6 на 10 кВ, определяет следующую последовательность принятия решений.
Целесообразность использования кабелей 6 кВ на напряжении 10 кВ или их замены при переводе КЛ 6 кВ на напряжение 10 кВ следует определять исходя из технико-экономического анализа с учетом местных условий. При этом следует учитывать, что сроки работы кабелей 6 кВ, переведенных на напряжение 10 кВ, в зависимости от их состояния на момент перевода и с учетом режимов работы линий распределительной и питающей городской сети (до и после перевода), а также предшествующего срока работы кабелей на номинальном напряжении могут быть приняты равными:
20 годам - для кабельных линий городской распределительной сети со сроком эксплуатации кабелей до перевода не более 15 лет;
15 годам - для кабельных линий городской распределительной сети со сроком эксплуатации кабелей до перевода более 15 лет и для кабельных линий, токовая нагрузка которых после перевода в течение ближайших пяти лет может превысить 0,5 длительно допустимой;
8-12 годам - для линий городской питающей сети и для кабельных линий, токовая нагрузка которых после перевода будет превышать 0,5 длительно допустимой.
Следует считать, что указанные сроки работы кабельных линий после их перевода с 6 кВ на напряжение 10 кВ не являются предельными и могут быть увеличены с учетом технического состояния кабельных линий и степени старения и износа изоляции кабелей.
По истечении указанных сроков эксплуатации кабельных линий, переведенных с 6 кВ на напряжение 10 кВ, степень старения и износа изоляции рекомендуется устанавливать путем измерения электрических характеристик (сопротивления изоляции, тангенса угла диэлектрических потерь), вскрытия и разборки трех образцов кабелей одного и того же года прокладки и перевода на повышенное напряжение и определения значения эквивалентного напряжения пробоя.
Потери электроэнергии в кабеле складываются из потерь в токоведущей части и изоляции кабеля. Потери в токоведущей части определяются в зависимости от номинального напряжения, материала жилы и загрузки КЛ, а в изоляции кабелей - от напряжения и тангенса угла диэлектрических потерь. Для эксплуатируемых в настоящее время кабелей годовые потери электроэнергии в изоляции составляют:
Меньшие значения относятся к кабелям малых сечений.
I» = 7,94 кА;
I доп = 140 А
