Электроснабжение комплекса цехов прокатного производства металлургического комбината

.... ...

Введение……………………………………………………………………….............6
1 Общая характеристика предприя-тия……………………………………..............7
1.1 Особенности технологического процесса……………………………................8
1.2 Характеристика потребите-лей……………………………………...….................9
1.3 Характеристика окружающей среды производственных помещений…...…10
2 Определение силовых расчетных нагрузок ниже 1000 В………...…................11
2.1 Расчет электрических нагрузок по цеху……………………………….………11
2.2 Определение электрических нагрузок по заводу…………………..…………11
2.2.1 Определение расчетных нагрузок по методу коэффициента спроса...……11
2.2.2 Определение расчетных нагрузок статистическим методом……………....12
2.2.3 Определение расчетной нагрузки методом удельной площади………..…13
3 Определение расчетных осветительных нагрузок…………………..……….....15
3.1 Определение осветительных нагрузок РМЦ…..…………………..…………..15
3.2 Определение осветительной нагрузки предприятия………………………….17
3.3 Определение нагрузок наружного освещения территории заво-да…………..17
4 Определение расчетных нагрузок ниже 1000 В по цехам предприятия……...18
5 Определение расчетных нагрузок напряжением выше 1000 В…………...............20
6 Определение суммарной расчетной нагрузки по предприятию в целом……..21
7 Выбор напряжения питающих и распределительных сетей предприятия…....22
8 Выбор источников питания и их территориального расположения……….….23
8.1 Выбор источников питания……………………………………………………..23
8.2 Построение картограммы электрических нагрузок………………………......24
9 Предварительный выбор числа, мощности трансформаторов цеховых под-станций, их места расположения и конструктивного исполне-ния………........................27
9.1 Выбор числа и мощности ЦТП…………………………………………………...27
9.2 Выбор типа цеховых ТП, их компоновки и конструктивного исполнения…29
9.3 Выбор схемы соединения обмоток цеховых трансформаторов……………..30
9.4 Выбор схемы подключения трансформаторов на цеховых трансформатор-ных подстанци-ях…………………………………………………………………………..30
9.5 Выбор контрольно-измерительных приборов и приборов защиты на ТП.…31
10 Выбор схемы распределительной заводской сети……………………………..31
11 Выбор числа, типа, предварительной мощности трансформаторов на ГПП
и главной схемы ее соединений……………………………………………………..32
12 Выбор оборудования на цеховой трансформаторной подстанции………….33
12.1 Выбор оборудования на стороне выше 1000 В……………………………...33
12.2 Выбор автоматических выключателей на стороне ниже 1000 В……..……33
13 Компенсация реактивной мощности……………………………………………33
13.1 Размещение компенсирующих устройств по территории предприятия…..33
13.2 Составление уравнения баланса реактивной мощности и определение
мощности компенсирующих устройств……………………………………………35
14 Окончательный выбор мощности трансформаторов ГПП и ЦТП и проверка
их на перегрузочную способность……………………………………………..…36
14.1 Уточнение мощности трансформаторов с учетом компенсирующих устройств…………………………………………………………………………..…36
14.2 Проверка трансформаторов ГПП и ЦТП на перегрузочную способность..38
14.2.1 Проверка трансформаторов ГПП на перегрузочную способность….…..38
14.2.2 Проверка трансформаторов ЦТП на перегрузочную способность….…..41
15 Выбор конструктивного исполнения питающей и распределительной сети промышленного предприя-тия………………………………………………………......42
16 Определение сечений проводов и кабелей и выбор основной аппаратур…..43
16.1 Расчет питающей сети………………………………………………………….43
16.2 Выбор кабелей распределительной сети………………………………….....46
16.2.1 Расчет кабельных линий напряжением 10 (6) кВ…………………………..47
16.2.2 Расчет кабельных линий напряжением ниже 1000 В…………………..…50
17 Расчет токов короткого замыкания и проверка оборудования……………....51
17.1 Расчет тока трехфазного КЗ……………………………………………….….53
17.1.1 Расчет начального значения периодической составляющей тока трехфаз-ного короткого замыка-ния……………………………………………………………..…57
17.1.2 Расчет апериодической составляющей тока короткого замыкания…..…58
17.1.3 Расчет ударного тока короткого замыкания………………………….…...58
17.2 Расчет токов несимметричных коротких замыканий…………………….....59
17.2.1 Расчет токов однофазного КЗ……………………………………………...60
18 Проверка на термическую стойкость и окончательный выбор кабельных
линий………………………………………………………………………………….61
19 Выбор оборудования на ГПП……………………………………………………63
19.1 Выбор и проверка высоковольтного выключате-ля……………………..…..64
19.2 Выбор и проверка разъединителей…………………………………..........…64
19.3 Выбор и проверка отделителя и короткозамыкателя ПГВ……………..…65
19.4 Выбор выключателей ГПП на напряжение 6-10 кВ……………………..…66
19.5 Выбор и проверка шинного моста…………………………………………...69
19.6 Выбор и проверка сборных шин………………………………………………72
20 Выбор оборудования на цеховой трансформаторной подстанции……….…73
20.1 Выбор и проверка оборудования на стороне выше 1000 В………………...73
20.1.1 Выбор выключателей нагрузки и предохранителей………………..…….73
20.1.2 Проверка сборных шин………………………………………………………75
20.2 Выбор и проверка оборудования на стороне ниже 1000 В………………...76
20.2.1 Выбор автоматических выключателей………………………………….....76
21 Расчет заземляющих устройств…………………………………………………80
22. Молниезащита здания ремонтно-механического цеха……………………….82
23. Расстановка контрольно-измерительных приборов и приборов учета расхо-да электроэнергии в питающей сети, цеховой се-ти……………………………….….82
Заключение……………………………………………………………………..…....83
Список использованных источни-ков…………………………………………………84

Введение


На сегодняшний день актуальным вопросом является обновление матери-ально-технической базы различных отраслей промышленности. При решении вопросов технического совершенствования производства предусматривается по-вышение уровня электрификации производства и эффективности использования электроэнергии, более широкое внедрение электротехнических и электротехно-логических процессов.
Требования научно-технического прогресса диктуют необходимость со-вершенствования промышленной энергетики: создание экономичных, надежных систем электроснабжения промышленных предприятий, развития электрических сетей и электрооборудования, автоматизированного электропривода и систем управления. Развитие и усложнение структуры систем электроснабжения, воз-растание требований к экономичности и надежности их работы. В сочетании с изменяющейся структурой и характером потребителей электроэнергии, широкое внедрение устройств управления, распределения и потребления электроэнергии на базе современной вычислительной техники, ставят проблему подготовки вы-сококвалифицированных специалистов.
Основной целью данного проекта является электроснабжение ремонтно-механического цеха и завода в целом. Для достижения данной цели произведен расчет силовых нагрузок, освещения, выбор трансформаторов, компенсирую-щих устройств, оборудование на низкой стороне, произведен расчет токов ко-роткого замыкания.

Для контроля за нагрузкой трансформатора с низкой стороны предусматриваются амперметры, включаемые во все три фазы. Для контроля за уровнем напряжения на шинах с низкой стороны трансформатора устанавливают один вольтметр с переключателем, позволяющий замерить любое из фазных и линейных напряжений.Для учета активной и реактивной энергии на вводе НН трансформатора пре-дусмотрен счетчик активной и реактивной энергии.Все перечисленные контрольно-измерительные приборы и приборы учетамонтируются в отсеке приборов шкафа ввода низкого напряжения.Для обеспечения бесперебойности электроснабжения потребителей I и наиболее ответственных II категории на двухтрансформаторных подстанциях должен предусматриваться автоматический ввод резерва (АВР) на секционном выключателе(автомате). Вся вспомогательная аппаратура АВР (РВ – реле времени, РН – реле напряжений) монтируется в отсеке приборов секционного шкафа низкого напряжения при комплектной ТП.10 Выбор схемы распределительной заводской сетиРаспределение электроэнергии от ГПП и ПГВ выполняться по радиальным, магистральным схемам. Ввиду повышенных требований к надежности электроснабжения ЭП преобладает радиальная схема питания. Питание по 10 кВ ТП 5, ТП3, ТП4 выполняется по магистральной схеме.Рисунок 4 – Схемы питания трансформаторных подстанций и РП11 Выбор числа, типа, предварительной мощности трансформаторов на ГПП и главной схемы ее соединенийДля преобразования и распределения электроэнергии, получаемой от энергосистемы, на предприятии установлены две главные понизительные подстанции ГПП 110/10/6 и ПГВ 110/10/6 . На подстанциях, питающих электроприемники I или II категории установлено по два масляных трансформатора с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН). В ОРУ 110 кВ предусматриваются элегазовые выключатели, в РУ 6-10 кВ - шкафы КРУ с вакуумными выключателями.Производится расчет мощности трансформаторов для ГПП и ПГВ:, (11.1)где - номинальная мощность трансформатора; - расчетная нагрузка ГПП/ПГВ; - коэффициент загрузки трансформаторов; n – число трансформаторов цеховой подстанции.Предварительно выбираем на ГПП ТРДН 63000/110/10/6 – трехфазный трансформатор с расщеплением обмотки по низкой стороне с естественным масляным охлаждением с принудительным дутьем, с регулированием напряжения под нагрузкой; на ПГВ ТРДЦН 100000/110/10/6.12 Выбор оборудования на цеховой трансформаторной подстанции 12.1 Выбор оборудования на стороне выше 1000 ВДля трансформаторных подстанций РУ ВН организовано на базе камеры КСО-3М укомплектованных выключателями нагрузки ВНАП10/630-2 ЗП с высоковольтными предохранителями на напряжение 6 кВ – ПКТ 102-6-31,5-31,5 У3, на напряжение 10 кВ – ПКТ-103-10-20-20 У3.Сборные шины выполнены алюминием сечением 40х5 мм.12.2 Выбор автоматических выключателей на стороне ниже 1000 ВРаспределительные устройства низкого напряжения укомплектованы автоматическими выключателями типа ВА 51, для защиты трансформаторов выбираются автоматические выключатели типа ВА 74.13 Компенсация реактивной мощности13.1 Размещение компенсирующих устройств по территории предприятияПри передаче реактивной мощности из сетей 6-10 кВ к ЭП напряжением ниже 1000 В следует учитывать максимальную реактивную мощность трансформаторов, которую они способны через себя «пропустить»:, (13.1) где N – число трансформаторов; – рекомендуемый коэффициент загрузки трансформатора; – номинальная мощность трансформатора, МВА; – активная мощность трансформаторов за наиболее загруженную смену.Суммарную расчетную мощность БК НН, устанавливаемых в цеховой сети,рассчитывают в два этапа:1) определяют мощность БК НН, исходя из пропускной способноститрансформатора по формуле:, (13.2)2) определяют дополнительную мощность БК НН в целях оптимальногоснижения потерь в трансформаторах и в сети напряжением 6 - 10 кВ предприятия по формуле:, (13.3) где γ – расчетный коэффициент, определяемый в зависимости от схемыпитающей сети.Суммарная расчетная мощность БК НН, (13.4)Расчет приводится для ТП1: Максимальная реактивная мощность: квар;Суммарную расчетную мощность БК НН: квар;Так как , то установка БК при выборе оптимального числа трансформаторов не требуется () квар;Следовательно суммарная расчетная мощность БК НН квар.Результаты расчетов для остальных ТП выполняются аналогично и сведены в таблицу 13.1.Таблица 13.1 - Расчет и выбор КУ на 0,4 кВ.№Pр, кВтQp, кварSp,кВАКр1Кр2ϒQmax, кварQнк1,кварQнк2, кварQнк, кварКомпенс устройствоКол-воQску, кварТП 11011,76824,061304,5211270,25967,650324,06324,06АУКРМ-04-150-25-УХЛ 42524,06ТП 21137,99883,741440,8311400,221007,660531,74531,74АУКРМ-04-500-25-УХЛ 41383,74ТП 31069,191040,131491,2111270,25903,79136,34403,79540,13АУКРМ-04-250-25-УХЛ 42540,13ТП 4761,41676,631018,2411270,25568,12108,51318,12426,63АУКРМ-04-400-25-УХЛ 41276,63ТП 51259,971239,231766,6611270,25986,14253,09486,14739,23АУКРМ-04-350-25-УХЛ 42539,23ТП 61146,39869,191435,4411270,251116,150369,19369,19АУКРМ-04-175-25-УХЛ 42519,19ТП 71771,951283,852188,1711400,221847,650579,85579,85АУКРМ-04-275-25-УХЛ 42733,85ТП 81197,56873,141481,5811270,251061,060373,14373,14АУКРМ-04-175-25-УХЛ 42523,14ТП 9827,80636,001043,6111270,25575,1660,84260,16321,00АУКРМ-04-60-15-УХЛ 42516,00ТП 10693,75528,17871,6211270,25731,280213,17213,17АУКРМ-04-100-20-УХЛ 42328,17ТП 11796,41591,27991,6011270,25617,890276,27276,27АУКРМ-04-130-20-УХЛ 42331,27ТП 12847,81616,331047,8611270,25545,2371,09230,23301,33АУКРМ-04-150-25-УХЛ 42316,33ТП 131884,781653,102507,0211400,221732,390949,10949,10АУКРМ-04-450-25-УХЛ 42753,10ТП 142483,391826,443082,7111400,22621,581204,860,001204,86АУКРМ-04-550-25-УХЛ 42726,44ТП 15291,39191,64348,2711-0,18193,88099,9899,98АУКРМ-04-35-5-УХЛ 42121,64ТП 162481,421684,442999,1311400,22629,411055,030,001055,03АУКРМ-04-500-25-УХЛ 42684,44ТП 172481,421684,442999,1311400,22629,411055,030,001055,03АУКРМ-04-500-25-УХЛ 42684,44Суммарная мощность батарей установленных по НН Qнк1 = 8600 квар.13.2 Составление уравнения баланса реактивной мощности и определение мощности компенсирующих устройствНа границе балансового разграничения с энергосистемой должно выполняться условие:, (13.5)где – расчетная нагрузка предприятия, Qр = квар – суммарная реактивная мощность установленных низковольтных батарей конденсаторов. Qнк1 = 8600 квар. – суммарная мощность синхронных двигателей, используемая для компенсации реактивной мощности (кроме мощности, учтенной при расчете нагрузок). Qсд = 0 (так как мощность всех установленных СД учтена при расчете нагрузок); – значение реактивной мощности, которое экономически эффективно получать из энергосистемы:Мощность, выдаваемая энергосистемой, определяется в соответствии с «Порядком расчета значений соотношения потребления активной и реактивной мощности», утвержденным приказом Минэнерго от 22 февраля 2007 года № 49 по формуле:, (13.6)где tgφ – коэффициент реактивной мощности, при подключение к сети 110 кВ tgφ=0,5.квар. квар. Условие не выполняется, следовательно необходим дополнительный источник реактивной мощности.К установке принимаются ККУ типа УКРМ-6,3 (10,5)-4950-200-12УХЛ4 Количество устанавливаемых ККУ – 8 штук. (по 1-ой на секцию шин 6,3 (10,5) кВ подстанций) Общая реактивная мощность, генерируемая высоковольтными БК, составит: 39600 квар В результате баланс реактивной мощности на границе балансового разграничения с энергосистемой 14 Окончательный выбор мощности трансформаторов ГПП и ЦТП и проверка их на перегрузочную способность14.1 Уточнение мощности трансформаторов с учетом компенсирующих устройствЭто уточнение производится с учетом способа компенсации реактивноймощности. При компенсации реактивной мощности БК на ВН и НН разгружаются как трансформаторы ГПП, так и цеховые трансформаторы. Уточняется мощность заводских потребителей:, (14.1), (14.2)Для потребителей ГПП: Окончательно к установке принимаются трансформаторы типа ТРДН 63000/110/10/6.Для потребителей ПГВ:Окончательно к установке принимаются трансформаторы типа ТРДН 63000/110/10/6.Уточняется мощность цеховых потребителей:, (14.3) Расчет приводится для ТП1: квар;.Окончательно к установке принимаются трансформаторы типа ТМГ 1000.Для остальных подстанций расчеты выполняются аналогично и сведены в таблицу 14.1.Таблица 14.1 - Окончательный выбор трансформаторов№ п/стколичество тр-ов, nКзРр, кВтQр, кварQбкн, кварSр, кВАSтр, кВАSнт, кВАТП 120,71011,2866607,178793001179,5621842,544351000ТП 210,951137,9856486,01885001237,4271302,55471250ТП 320,71068,5745636,442525001243,7485888,391821000ТП 410,95760,90702342,40862400834,39988878,315661000ТП 520,81259,1339656,262277001419,8938887,433591000ТП 620,81142,3659611,109483501295,5519809,719941000ТП 720,81771,9482879,793725501978,3421236,46381250ТП 820,81196,9614618,309643501347,228842,017521000ТП 920,8827,41783584,323641201012,9434633,08964630ТП 1020,8693,37401383,58215200792,40317495,25198630ТП 1120,8796,03227395,51971260888,8775555,54844630ТП 1220,8847,43082385,10728300930,83114581,76946630ТП 1320,81884,7836923,352129002098,80641311,7541600ТП 1420,82483,3923951,2262911002659,33621662,08511600ТП 1520,7290,79736142,1889770323,69863231,21331250ТП 1620,82481,4188901,4469510002640,08441650,05281600ТП 1720,82481,4188901,4469510002640,08441650,05281600ГПП20,780934,58721008,0071980083616,64759726,17763000ПГВ20,796361,86627274,68319800100147,4871533,9136300014.2 Проверка трансформаторов ГПП и ЦТП на перегрузочную способность14.2.1 Проверка трансформаторов ГПП на перегрузочную способностьВыбранные трансформаторы проверяются на допустимую перегрузку в соответствии с ГОСТ 14209-85, /18/.а) На систематическую:Определяется коэффициент покрытия трансформаторами нагрузки подстанции: (14.4)Если К*нт≥ 1 то трансформаторы подстанции не испытывают систематических перегрузок.Расчет коэффициент загрузки трансформаторов для ГПП:Трансформаторы подстанции не испытывают систематических перегрузок.Расчет коэффициент загрузки трансформаторов для ПГВ:Трансформаторы подстанции не испытывают систематических перегрузок.б) На аварийную:Определяется коэффициент покрытия трансформаторами нагрузки подстанции: (14.5)Если Кнтав*≥ 1 то трансформатор не испытывает аварийных перегрузок.Расчет коэффициент загрузки трансформаторов для ГПП:Расчет коэффициент загрузки трансформаторов для ПГВ:На суточный зимний график нагрузки (рисунок 2) наносим линию параллельную оси абсцисс с ординатой равной величине .По пересечению графика нагрузок и линии определяется предварительное время перегрузки tп’ .Определяем коэффициент начальной загрузки в аварийном режиме К1ав.К1ав= , (14.6)В выражении (15.6) суммирование ведется по тем ступеням графика, которые не относятся к зоне аварийной перегрузке. пересчитатьДля ГПП:К1ав=Для ПГВ:К1ав=Определяем коэффициент аварийной перегрузки по графику .= , (14.7) В выражении (15.7) суммирование ведется по тем ступеням графика, которые относятся к зоне аварийной перегрузки.Для ГПП:=Для ПГВ:=По таблицам ГОСТ 14209-97, в зависимости от К1ав, tп’, эквивалентной температуры охлаждающей среды Θ и системы охлаждения трансформатора, находим допустимый коэффициент перегрузки К2доп ав.Для ГПП: при К1ав = 0,75, , Θ = -14,3ºС (Череповец, Вологодская область) и системы охлаждения трансформатора М по /19, таблица 1.36 / находим величину допустимого коэффициент аварийной перегрузки К2допав = 1,54.Проверка осуществляется по выражению:К2ав ≤ К2допав, (14.8)1,1238<1,54Выбранный трансформатор удовлетворяет условию проверки на аварийную перегрузку. Окончательно принимаются трансформатор мощностью 63000 МВА.Для ПГВ: при К1ав = 0,95, , Θ = -14,3ºС (Череповец, Вологодская область) и системы охлаждения трансформатора М находим величину допустимого коэффициент аварийной перегрузки К2допав = 1,54.Выполняется проверка: 1,3459<1,54Выбранный трансформатор удовлетворяет условию проверки на аварийную перегрузку. Окончательно принимаются трансформатор мощностью 63000 кВА.Таблица 14.2 – Параметры трансформаторов для ГПП и ПГВ.Тип п/стТиптр-раS, МВАUвн, кВUнн, кВUкз, %Iхх, %Рхх, кВтРкз,кВтГППТРДН6311510,5/6,310,50,550245ПГВТРДН6311510,5/6,310,50,55024514.2.2 Проверка трансформаторов ЦТП на перегрузочную способность Однотрансформаторные п/ст проверяем на систематическую перегрузку, а двухтрансформаторные п/ст на аварийную перегрузку, при отключении одного из трансформаторов.Проверка на систематическую перегрузку осуществляется для трансформаторов установленных в ТП2 и ТП4.Систематические и аварийные перегрузки определяются аналогичным образом, соответственно по выражениям 14.4 и 14.5 и приводятся в таблице 14.3.Так как для ТП2 и ТП4 К*нт≥ 1 то трансформаторы подстанции не испытывают систематических перегрузок.Расчет коэффициентов начальной загрузки и аварийной перегрузки осуществляется аналогично по по формулам 14.6, 14.7 и сведен в таблицу 14.3.Для каждой подстанции в зависимости от К1ав, tп’, эквивалентной температуры охлаждающей среды Θ =-14,3 ºС и системы охлаждения трансформатора М, выбирается допустимый коэффициент перегрузки К2доп ав.Проверка осуществляется по выражению:К2ав ≤ К2допав.Для первой подстанции К2ав = 1,1579 < К2допав = 1,65, следовательно выбранный трансформатор удовлетворяет условию проверки на аварийную перегрузку.Аналогично проверяем трансформаторы на остальных подстанциях.Таблица 14.3 - Проверка трансформаторов на перегрузочную способность№ п/стУточненная нагрузка п/стn,штSнт до ком-ции, кВАSнт после ком-ции, кВАKнт сисKнт авК1авК2авК2допРр, кВтQр, кварSр, кВАТП 11011,29607,181179,5626301000-0,8480,8521,1101,693ТП 21137,99486,021237,431125012501,01----ТП 31068,57636,441243,7526301000-0,8040,8991,1711,693Продолжение таблицы 14.3ТП 4760,91342,41834,401100010001,20----ТП 51259,13656,261419,89210001000-0,7040,8521,2021,543ТП 61142,37611,111295,5526301000-0,7720,7771,0971,543ТП 71771,95879,791978,34210001250-0,6320,9501,3401,543ТП 81196,96618,311347,2326301000-0,7420,8081,1411,543ТП 9827,42584,321012,942400630-0,6220,9651,3611,543ТП 10693,37383,58792,402400630-0,7950,7551,0651,543ТП 11796,03395,52888,882630630-0,7090,8471,1951,543ТП 12847,43385,11930,832630630-0,6770,8871,2511,543ТП 131884,78923,352098,81210001600-0,7620,7871,1111,543ТП 142483,39951,232659,34216001600-0,6020,9971,4071,543ТП 15290,80142,19323,702250250-0,7720,7771,0961,543ТП 162481,42901,452640,08216001600-0,6060,9901,3971,543ТП 172481,42901,452640,08216001600-0,6060,9901,3971,543Таблица 14.4 – Паспортные данные трансформаторовТип п/стТиптр-раS, МВАUвн, кВUнн, кВUкз, %Iхх, %Рхх, кВтРкз,кВт1ТМГ100060,45,521,5510,22ТМГ1250100,4621,812,43ТМГ1000100,45,521,5510,24ТМГ1000100,45,521,5510,25ТМГ1000100,45,521,5510,26ТМГ100060,45,521,5510,27ТМГ1250100,4621,812,48ТМГ1000100,45,521,5510,29ТМГ630100,45,521,057,610ТМГ630100,45,521,057,611ТМГ630100,45,521,057,612ТМГ630100,45,521,057,613ТМГ1600100,4622,116,514ТМГ1600100,4622,116,515ТМГ25060,44,52,10,553,116ТМГ1600100,4622,116,517ТМГ1600100,4622,116,515 Выбор конструктивного исполнения питающей и распределительной сети промышленного предприятияПитающие сети предприятия напряжением 110 кВ выполнены для ГПП воздушными линиями марки АС, для ПГВ воздушными линиями марки АС.Распределение электроэнергии от ГПП до ТП 6-10 кВ выполняется по радиальным и магистральным схемам кабелем АПвБбШп. По территории предприятия проложены кабельные линии 6-10 кВ в подземных кабельных сооружениях и в земле. При прокладке кабелей в траншеях прокладывается не более шести силовых кабелей. В кабельных сооружениях - тоннелях прокладывается 30-50 кабелей,Схема распределительной сети предприятия представлена в графической части. Проход под железнодорожным полотном и автомобильными дорогами выполняется блоках, или асбоцементных трубах, в зависимости от величины механических нагрузок и возможности просадки грунта, /2/.16 Определение сечений проводов и кабелей и выбор основной аппаратуры16.1 Расчет питающей сетиРасчет питающей сети производится по:1) по напряжению. Напряжение питающей сети составляет 110 кВ. Питающая сеть выполняется воздушной линией;2) по конструктивному исполнению. Воздушные линии выполняются многопроволочными сталеалюминевыми проводами марки АС. 3) по экономической плотности тока: сечение питающей линии выбирается по экономической плотности тока.Расчет питающей сети ГПП:, (16.1)где – экономически целесообразное сечение кабеля, мм2; – расчётный ток линии в рабочем режиме, А; – экономическая плотность тока, зависящая от материала, конструкции линии, продолжительности использования максимальной нагрузки , района, где расположен источник питания, А/мм2 /2/.Расчетный ток определяется схемой подключения цеховой подстанции, её мощностью и количеством установленных на ней трансформаторов. Для транзитной подстанции:, (16.2)где – расчётная нагрузка ГПП, кВА; – расчётная нагрузка ПГВ, кВА; – напряжение сети, определяется заданием, кВ.А.Для определения ТМ необходимо произвести расчеты с использованием данных суточного графика нагрузок.Условно принимаем число зимних суток – 213, летних – 152.На суточном графике нагрузок (рисунок 1) отмечаем ступени нагрузки P1*, P2*, P3*, … , P6* . По суточным графикам определяем, сколько часов действует дана нагрузка Pi* в течение зимних и летних суток, т.е. tзi, tлi. Годовая продолжительность действия нагрузок в зимнее время суток определяется по формуле: Tзi = tзi 213. (16.3)Годовая продолжительность действия нагрузок в летнее время суток определяется по формуле:Tлi = tлi 152. (16.4)Продолжительность действия нагрузок Pi* в течении года определяется по формуле: Ti = Tзi + Tлi. (16.5)Тм, (16.6)где PМ – максимальная мощность (по суточному графику), равна 1.Расчёт для первой ступени:Аналогично проводим расчет для остальных ступеней.Полученные результаты сведем в таблицу 16.1.Таблица 16.1 – Расчет числа часов использования максимума нагрузки№ ст.,ч, ч,ч,ч,ч1204260426142623063906300,9575,1311122343182441670,83333,6Продолжение таблицы 16.1482170430420080,61204,850100152015200,4608Итого2424511236488760-6147,5Для воздушных линии при более 5000 часов экономическая плотность тока равна =1,0 А/мм2, /2/. мм2.Полученное сечение округляется до ближайшего стандартного значения с учетом минимальных сечений по короне 70 мм2 при Uвн = 110 кВ.Предварительно принимается провод марки АС, сечением Fст=500 мм2.Проверка питающей линии:- по длительно допустимому току:Iдл.доп > Iав, (16.7)где Iдл.доп- длительно допустимый ток, для выбранного сечения и марки АС согласно /2/, Iдл.доп=960 А;Iав - аварийный ток линии,Iав=2∙Iраб, (16.8) (16.9)А960> АУсловие выполняется, выбранное сечение проводника проходит по условию нагрева. Выбираем провод марки АС 500/64 . - на коронирование: Провода не будут коронировать, если выполняется условие:, (16.10)Разряд в виде короны возникает при максимальном значении начальной критической напряженности электрического поля , кВ/см:, (16.