Модернизация оборудования распределительных сетей РЭС Февральск (стр. 4 из 6)
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‑3х120АС‑50 | 1,33 | 920 | 842 | 1247 | 72,0 | 1,4 | 51,4 |
| ТП8‑ТП5 | АБ‑3х120АС‑35 | 1,04 | 728 | 663 | 984 | 56,8 | 1,4 | 40,6 |
| ТП5‑ТП2 | АВВГ3х95АС‑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 | ААВГ3х150АС‑50 | 3,06 | 768 | 656 | 1010 | 58,3 | 1,4 | 41,6 |
| РТП220‑ЦРП | ААПЛ3х150АС‑50 | 1,16 | 608 | 416 | 736 | 42,5 | 1,4 | 30,38 |
| ЦРП-ТП16 | АВВБ3х50АС‑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‑3х95АС‑70 | 6,11 | 150 | 112 | 187 | 10,8 | 1,4 | 7,72 |
При выполнении расчетов электрических распределительных сетей встречаются две основные задачи:
- площадь сечения проводников линий на всех участках сети известна, необходимо проверить потерю напряжения от точки питания до удаленных нагрузок;
- по допустимым потерям напряжения подобрать необходимую площадь сечения проводов линий на всех участках сети.
Для обеспечения нормальной работы электроприёмников, отклонение напряжения на их зажимах не должно превышать допустимых значений. ГОСТ 13109–97 «Нормы качества электрической энергии у электроприёмников, присоединённым к электрическим сетям общего пользования» допускает отклонение напряжения в электрических сетях на зажимах электроприемников в следующих пределах: у осветительных приборов, установленных на промышленных предприятиях, в общественных зданиях и прожекторных установках наружного освещения от минус 2,5 до плюс 5%; у других приемников, присоединенных к городским и промышленным электрическим сетям от минус 5 до плюс 5%.
1.5.2 Определение потерь напряжения в ЛЭП
Потерю напряжения рассчитываем исходя из активных и реактивных мощностей, протекающих по n‑му участку линии (кабеля)-Ρkи Qk, при этом обозначим сопротивление элемента схемы замещения Rk и Xk.
Падение напряжения находим на всех участках от пункта питания до каждой трансформаторной подстанции.
Для определения потери напряжения в линиях электропередачи необходимо найти сопротивления участков. Активное и индуктивное сопротивление участков линий приведены в таблице 1.8.
Таблица 1.8 – Активные и индуктивные сопротивления участков ЛЭП
| Наименование линии | № фидера | Длина линии L, км | Индуктивное сопротивление 1 км провода x0, Ом/км | Активное сопротивление 1 км провода r0, Ом/км | Индуктивное сопротивление участка xk, Ом/км | Активное сопротивление участка rk, Ом/км |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| РТП‑220‑РППЦ | 10,39 | 2 | 0,392 | 0,65 | 0,784 | 1,3 |
| РППЦ – ТП №8 | 81,82 | 1,20 | 0,081 | 0,258 | 0,097 | 0,309 |
| 0,13 | 0,392 | 0,65 | 0,051 | 0,085 | ||
| ТП №8‑ТП №5 | 81,82 | 0,21 | 0,081 | 0,258 | 0,017 | 0,011 |
| 0,83 | 0,403 | 0,91 | 0,334 | 0,755 | ||
| РППЦ – ТП №20 | 201,2 | 1,60 | 0,392 | 0,65 | 0,627 | 1,04 |
| РТП220‑ТП №18 | 25,28 | 0,06 | 0,079 | 0,206 | 0,005 | 0,012 |
| 3,00 | 0,392 | 0,65 | 1,176 | 1,95 |
Потери напряжения на участках ЛЭП, В, определяем по формуле:
(1.13)где P – активная мощность на k‑ом участке, кВт;
Q – реактивная мощность на k‑ом участке, кВАр;
r – активное сопротивление k‑ого участка, Ом;
x – реактивное сопротивление k‑ого участка, Ом;