Дипломная работа: Модернизация оборудования распределительных сетей РЭС Февральск

1.4.2 Выбор номинальной мощности трансформаторов по кривым нагрузочной способности

Выбор номинальной мощности трансформаторов по старению изоляции производится по упрощенному методу [4]. Его суть заключается в том, что устанавливаются пределы, в которых должна лежать необходимая номинальная мощность. Если пределы первого приближения не попадает ни одно из ряда значений номинальной мощности, выбираем большее ближайшее к верхнему пределу. В том случае, когда в эти пределы попадают два соседних из ряда значений и из них надо выбрать одно, определяют пределы второго приближения, более узкие. Если в этих пределах остается одно значение номинальной мощности, то ее достаточность проверяется расчетом на нагрузочную способность трансформаторов [4].

Если оказывается, что в ряду значений номинальной мощности нет того, которое укладывается в эти пределы, следует брать ближайшее большее; на этом выбор мощности трансформаторов заканчивается.

В том случае, когда в стандарте есть одно или даже два значения номинальной мощности, которые размещаются в этих пределах, следует проверить их достаточность. Для этой цели предлагается преобразовать любой график нагрузки в эквивалентный по количеству выделяемого тепла прямоугольный двухступенчатый. Такой график считается эквивалентным действительному по температуре. На рис. 2 представлен двухступенчатый график нагрузки. В периоды 1 и 3 действует нагрузка Pэ с, а в период 2 – нагрузка Pэ max.

Эти величины связаны с проверяемым значением номинальной мощности следующими коэффициентами: к1р=Рэс/Рном и к2р=Рэ max/Рном>1,0.

Рисунок 1.1 – Действительный и эквивалентный графики нагрузок

Наметив предварительно номинальную мощность трансформатора, а также значения к1р и к2р, обращаемся к графикам нагрузочной способности и, приняв к1г= к1р, по кривой, соответствующей заданной длительности максимальной нагрузки, находим значение коэффициента допускаемого превышения номинальной мощности к2г, то есть допустимую перегрузку в течение времени t. Далее сравнивается этот коэффициент с расчетным к2р.

Если к2р < к2г, то намеченная номинальная мощность достаточна. Если к2р > к2г, то есть в течение времени t перегрузка больше допустимой, то необходимо переходить следующему значению номинальной мощности трансформатора. Для этого следует заново найти к1р и к2р: значения обоих коэффициентов станут меньше. Приняв вновь к1г= к1р, найдем новое допускаемое значение к2г. Оно будет больше чем раньше, а к2р – меньше, и поэтому, как правило, всегда получится к1р < к1р, то есть новая номинальная мощность окажется достаточной. В [4] приведены графики нагрузочной способности, из которых выбирают нужный в зависимости от системы охлаждения (М, Д, ДЦ, Ц), постоянной времени трансформатора (t=2,5 ч), эквивалентной температуры охлаждающей среды, определяемая по формуле:

, (1.9)

где j – номер месяца; - среднемесячная температура, С, в месяц с номером j; NM – количество месяцев, за которые определяется среднемесячная температура.

° С              (1.10)

Результаты расчета по кривым нагрузочной способности приведены в таблице 1.6

Таблица 1.6 – Выбор необходимой мощности трансформаторов подстанций

Потребитель	К1Р	К2Р	t, час	К2г	Сравнение коэффициентов
1	2	3	4	5	6
ЦРП	0,10	1,06	4,00	1,60	К2Р>К2г номинальная мощность не достаточна
ТП‑18 «Котельная»	0,10	1,33	4,00	1,60	К2Р<К2г номинальная мощность достаточна
ТП‑16 «Склад ГСМ»	0,03	1,20	4,00	1,60	К2Р>К2г номинальная мощность не достаточна
ТП‑17 «Лок-Депо».	0,03	1,50	4,00	1,60	К2Р<К2г номинальная мощность достаточна
ТП‑55	0,08	1,70	4,00	1,60	К2Р<К2г номинальная мощность достато
ТП‑19	0,15	1,50	4,00	1,60	К2Р<К2г номинальная мощность достаточна
ТП‑8	0,06	1,06	4,00	1,60	К2Р<К2г номинальная мощность достаточна

Так как на ЦРП и ТП‑16 мощность недостаточна, предлагается выбрать трансформаторы более высокой мощности – 630кВА

1.5 Выбор сечения проводников электрической сети

1.5.1 Расчет электрической сети 10 кВ

Линии электрических сетей по своему конструктивному исполнению должны отвечать определенным требованиям надежности, экономичности, безопасности и эксплуатационного удобства. Поэтому при выборе типов, конструктивных разновидностей и отдельных элементов линий, необходимо учитывать электрические параметры линий, условия окружающей среды, строительные условия, схему сети, динамику развития нагрузок и сети, а также экономические показатели.

В расчетах по определению мощности, передаваемой по участку распределительной сети, можно не учитывать потери в трансформаторах потребителей и в самой сети. При этом передаваемая мощность будет равна сумме нагрузок потребителей, питаемых по рассматриваемому участку.

Сечение проводника проверяется по следующим условиям:

-  условие экономичной целесообразности;

-  условие нагрева длительным рабочим током.

В распределительных сетях 10 кВ выбор сечения проводников производится по экономической плотности тока. Порядок расчета следующий: сначала определяется экономическая плотность тока jэк, А/мм2 в зависимости от продолжительности наибольшей нагрузки.

Далее определяется расчетный ток по формуле, А:

, (1.11)

где Smax(уч) – максимальная полная мощность, распределенная по участкам, кВА; Uном – номинальное напряжение, кВ.

Экономическая площадь сечения проводов определяется в конце по формуле, мм2:

. (1.12)

Экономическая площадь сечения проводов в свою очередь сравнивается с исходными данными проводов, и выбирается ближайшее сечение. Составляем расчетную схему, приведенную на рисунке 1.2.

В качестве примера рассмотрим участок линии РТП‑220 – ТП‑2

Пример расчета:

Рисунок 1.2 – Расчетная схема РТП‑220

На этом участке установлены кабельные АПВГ‑120, АВВГ‑95, АБ‑320 и воздушная линия АС‑50. Поэтому необходимо проверить обе линии по экономическому сечению.

Определим расчетный ток по формуле (1.11):

А.

Затем определяем экономическую плотность тока jэк, А/мм2 в зависимости от продолжительности наибольшей нагрузки, она равна jэк=1,4 А/мм2 для кабельной линии и jэк=1,1 А/мм2 для воздушной линии.

Окончательно определяем экономическую площадь сечения проводов по формуле (1.12):  мм2.

Выбор сечения проводов для остальных участков понизительной подстанции сети сведем в таблицы 1.7.

Таблица 1.7 – Выбор сечения проводов

Участок сети	Тип линии	Длина, км	Рmax, кВт	Qmax	Smax, кВА	Iрас, А	jэк, А/мм2	Fэк, мм2
РТП 220‑РППЦ	АС‑50	2	1216	1040	1600	92,3	1,4	65,9
РППЦ-ТП8	АПВГ‑3х120 АС‑50	1,33	920	842	1247	72,0	1,4	51,4
ТП8‑ТП5	АБ‑3х120 АС‑35	1,04	728	663	984	56,8	1,4	40,6
ТП5‑ТП2	АВВГ3х95 АС‑35	0,62	192	164	252	14,5	1,4	10,4
РППЦ-ТП20	АС‑50	1,60	260	181	316	18,2	1,4	13,06
РТП‑220‑ТП18	ААВГ3х150 АС‑50	3,06	768	656	1010	58,3	1,4	41,6
РТП220‑ЦРП	ААПЛ3х150 АС‑50	1,16	608	416	736	42,5	1,4	30,38
ЦРП-ТП16	АВВБ3х50 АС‑50	1,45	368	276	460	26,5	1,4	18,97
ЦРП-ТП17	АВВБ‑3х120	0,30	310	248	396	22,9	1,4	16,37
РТП-ТП19	АС‑70	6,4	59	35	68	3,9	1,4	2,8
РТП-ТП55	АВВБ‑3х95 АС‑70	6,11	150	112	187	10,8	1,4	7,72

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7