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.