[ Модернізація устаткування розподільних мереж РЕЗ Лютнево ] | ||
Тепляк ВЧД 11 | ||
ТП 8 | Гараж пошти | 401255 |
Освітлення східної горловини | ||
Освітлення східної горловини | ||
ТОВ «Російський ліс» | ||
КНС 2 | ||
КНС 2 | ||
Гаражі вул. Світла 3 | ||
Тепляк ПЧ 26 «Схід» непарна | ||
Тепляк ПЧ 26 «Схід» парна | ||
Гаражі КНС Тонких | ||
Фортунадзе гараж | ||
Тепляк ВЧД 11 | ||
Тепляк ВЧД 11 | ||
РППЦ-АБ | ТСН 1 по 0,4 кВ яч 8 | 231425 |
ТСН 2 по 0,4 кВ яч 4 | ||
ТАБ 10к (БТСЦБ) | ||
Биссінскій міст | ||
База ОРСА | ||
ГКНС Ф 1 |
1.2 Розробка принципових схем
При виборі схем живлення враховано, що споживачі першої категорії повинні мати два незалежних взаємно резервують джерела живлення.
Незалежним взаємно резервує називається джерело живлення, на якому зберігається напруга при зникненні його на інших джерелах. До числа незалежних взаємно резервують джерел харчування відносяться РУ двох районних понижувальних підстанцій, дві секції збірних шин станцій або підстанцій, якщо кожна секція живиться від незалежного джерела і за умови, що зв'язок між секціями автоматично переривається при порушенні нормальної роботи однієї з секцій [2].
Харчування споживачів другої категорії допустимо по одній лінії, але зазвичай виконується також двома лініями [2].
І тільки споживачі третьої категорії можуть отримувати живлення по одній лінії. Схема електропостачання стаціонарних споживачів електроенергії ст. Лютневій, в якій використані вищеназвані способи розподілу енергії, показана на аркуші 2.
1.3 Визначення розрахункових навантажень головних знижувальних підстанцій
Електричне навантаження характеризує споживання електроенергії окремими приймачами. Вона може спостерігатися візуально за вимірювальних приладів. Реєструвати зміна навантаження в часі можна самопишущим приладом. В умовах експлуатації зміни навантаження по активній і реактивної потужностей в часі записують, як правило, у вигляді ступінчастої кривої за показниками лічильників активної та реактивної енергії, знятим через однакові певні інтервали часу.
Криві змін активної і реактивної потужностей і струму в часі називаються графіками навантажень відповідно по активної потужності, реактивної потужності і струму. Графіка навантажень відповідно до затвердженої методики поділяються на індивідуальні - для окремих приймачів електроенергії та групові - для групи приймачів електроенергії.
1.3.1 Побудова індивідуальних графіків навантажень
Індивідуальні графіки навантажень позначаються малими буквами, наприклад, графік активного навантаження (потужності) - p (t). Вони необхідні для визначення навантажень потужних приймачів електроенергії.
Оскільки вихідні дані містять максимальну річне електроспоживання (W рік), будуються добові графіки навантажень. Для цього необхідно знайти середню активну потужність за добу у вторинній обмотці трансформаторів (p ср (добу) 2) за формулою, кВт:
. (1.1)
Значення максимальної активної потужності знаходиться за формулою [9], кВт:
, (1.2)
де K max - коефіцієнт максимуму активної потужності.
Коефіцієнт максимуму активної потужності залежить від наведеного числа електроприймачів n та коефіцієнта використання К і і визначається за кривими [6]. Коефіцієнт використання знаходиться за формулою:
, (1.3)
де - Номінальна активна потужність, кВт.
Так як номінальна активна потужність невідома, знаходимо її за формулою [8, 9] за формулою, кВт:
, (1.4)
де - Номінальна потужність трансформаторів, кВт, приймається дорівнює повній потужності трансформаторів; n - число трансформаторів.
Максимальну активну потужність знайдемо за формулою, кВт:
,
Для прикладу знайдемо вихідні дані для побудови індивідуальних графіків навантажень для ТП 18 живиться від головної понизительной підстанції (ГПП) «РТП 220».
W рік = 2935124 кВтг, S ном.тр = 1600 кВт, n = 2,
де n - кількість трансформаторів.
.
- Коефіцієнт попиту.
Результати решти розрахунків зводимо в таблицю 1.2.
Таблиця 1.2 - Розрахунок максимальної активної потужності (п / ст «Лютнева»)
Найменування підстанції | W рік | Р ср | S ном.тр | n | Р с.ном | До ісп | До сп | Р макс |
ЦРП | 709864,00 | 81,03 | 400,00 | 1,00 | 400,00 | 0,203 | 0,65 | 260,00 |
ТП 18 «Котельня» | 2935124,00 | 335,06 | 1600,00 | 2,00 | 3200,00 | 0,105 | 0,30 | 960,00 |
ТП 16 «Склад ПММ» | 239547,00 | 27,35 | 400,00 | 1,00 | 400,00 | 0,068 | 0,92 | 368,00 |
ТП 17 «Лок-Депо». | 481353,00 | 54,95 | 1000,00 | 1,00 | 1000,00 | 0,055 | 0,24 | 240,00 |
ТП 55 | 345165,00 | 39,40 | 250,00 | 1,00 | 250,00 | 0,158 | 0,60 | 150,00 |
ТП -19 | 420814,00 | 48,04 | 160,00 | 1,00 | 160,00 | 0,300 | 0,37 | 59,20 |
ТП -8 | 401255,00 | 45,81 | 400,00 | 2,00 | 800,00 | 0,057 | 0,55 | 440,00 |
ТП -20 | 382113,00 | 43,62 | 250,00 | 2,00 | 500,00 | 0,087 | 0,52 | 260,00 |
ТП -5 | 843641,00 | 96,31 | 1030,00 | 1,00 | 1030,00 | 0,094 | 0,80 | 824,00 |
ТП -2 | 761311,00 | 86,91 | 400,00 | 2,00 | 800,00 | 0,109 | 0,28 | 224,00 |
КТП 2 | 470911,00 | 53,76 | 250,00 | 1,00 | 250,00 | 0,215 | 0,60 | 150,00 |
КТП «Маар - ліс» | 61872,00 | 7,06 | 100,00 | 1,00 | 100,00 | 0,071 | 0,19 | 19,00 |
КТП «Тусмо» | 52240,00 | 5,96 | 40,00 | 1,00 | 40,00 | 0,149 | 0,36 | 14,40 |
КТП «Мішута» | 79860,00 | 9,12 | 160,00 | 1,00 | 160,00 | 0,057 | 0,37 | 59,20 |
КТП «Головко» | 73824,00 | 8,43 | 250,00 | 1,00 | 250,00 | 0,034 | 0,37 | 92,50 |
КТП «Лісовий» | 33292,00 | 3,80 | 250,00 | 1,00 | 250,00 | 0,015 | 0,65 | 162,50 |
Далі строєм добові графіки навантажень підприємств окремих споживачів за даними таблиця 1.3.
Таблиця 1.3 - Активні і реактивні навантаження для кожної години доби зимових головною понизительной підстанції та великих споживачів
Годинники | Активне навантаження, кВт | Реактивна навантаження, кВт | ||||
РТП 220 | РППЦ-АБ | ЦРП | РТП 220 | РППЦ-АБ | ЦРП | |
1 | 1715 | 352 | 214 | 1407 | 196 | 96 |
2 | 1771 | 328 | 230 | 1082 | 194 | 130 |
3 | 1667 | 324 | 192 | 1036 | 198 | 114 |
4 | 1738 | 336 | 202 | 1064 | 192 | 118 |
5 | 1650 | 304 | 202 | 1000 | 184 | 116 |
6 | 1695 | 312 | 188 | 1035 | 188 | 110 |
7 | 1822 | 324 | 202 | 1076 | 186 | 116 |
8 | 1733 | 328 | 172 | 977 | 168 | 90 |
9 | 1688 | 316 | 174 | 937 | 172 | 80 |
10 | 1780 | 346 | 178 | 1100 | 196 | 88 |
11 | 1827 | 336 | 174 | 1096 | 186 | 90 |
12 | 2028 | 424 | 204 | 1248 | 250 | 114 |
13 | 1987 | 368 | 212 | 1099 | 204 | 102 |
14 | 1370 | 254 | 156 | 833 | 144 | 94 |
15 | 1068 | 332 | 174 | 895 | 194 | 98 |
16 | 1812 | 426 | 130 | 1523 | 124 | 98 |
17 | 1514 | 386 | 264 | 1163 | 330 | 120 |
18 | 3252 | 386 | 174 | 1044 | 190 | 88 |
19 | 1908 | 360 | 180 | 1059 | 176 | 90 |
20 | 2116 | 392 | 208 | 1219 | 202 | 106 |
21 | 1683 | 302 | 162 | 944 | 160 | 80 |
22 | 1746 | 312 | 166 | 1002 | 170 | 84 |
1.3.2 Побудова сумарних графіків навантажень
Сумарні графіки навантажень побудовані не тільки для головної понизительной підстанції, але і для підстанцій, які живлять не один споживач. Так ЦРП живить ТП 16 (склад ПММ), ТП 17 (лок. депо);
РППЦ-АБ живить ТП 8 (зовнішнє освітлення), яке в свою чергу ТП 5 (вокзал) і ТП 20 (очисні) і т.д.;
1.4 Розрахунок потужності трансформаторів
1.4.1 Вибір кількості та встановленої потужності силових трансформаторів
У системах електропостачання підприємств потужність трансформаторів повинна забезпечувати в нормальних умовах харчування всіх приймачів електроенергії. При виборі потужності трансформаторів слід домагатися економічно доцільного режиму роботи і відповідного забезпечення резервування живлення приймачів при відключенні одного з трансформаторів, причому навантаження трансформаторів в нормальних умовах не повинна (по нагріванню) викликати скорочення природного терміну його служби.
Надійність електропостачання підприємства досягається за рахунок установки на підстанції двох трансформаторів, які, як правило, працюють окремо. При цьому дотримується умова, що будь-який з залишилися в роботі трансформаторів (при аварії з іншим) забезпечує повністю або з деяким обмеженням потребную потужність. Забезпечення потрібної потужності може здійснюватися не тільки за рахунок використання номінальної потужності трансформаторів, але і за рахунок їх навантажувальної здатності [10, 4].
Згідно добовим графіками відомі значення максимальної активної потужності споживачів, з яких розраховується повна потужність на вторинній стороні трансформаторів.
Повна потужність на вторинній стороні трансформаторів необхідна для живлення споживачів і визначається, кВА:
, (1.6)
де P max - Максимальна активна потужність всіх підстанцій, кВт; cos φ - коефіцієнт потужності.
Потужність навантаження на первинній стороні трансформатора з урахуванням втрат у ньому, кВА:
де p пост і p пер - постійні та змінні втрати в сталі трансформатора відповідно 1 і 4%; S max - повна потужність на вторинній стороні трансформаторів, кВА.
Так як на всіх підстанціях і розподільних пунктах вже встановлені по два трансформатора, перевіряється їх потужність з урахуванням зростання навантажень на найближчі п'ять років. Електричні навантаження підприємств безперервно зростають. Від правильної оцінки електричних навантажень залежить раціональність схеми електропостачання і всіх її елементів. Неврахування зростання навантажень призводить до порушення оптимальних параметрів мережі. Обстеження підприємств різних галузей промисловості та обробка даних на основі теорії ймовірностей і математичної статистики показали [10], що в більшості випадків зростання максимальних навантажень досить точно описується лінійним законом:
, (1.8)
де, S max - максимальна потужність навантаження на первинній стороні трансформатора, кВА;
S (t) - максимальна потужність через t років, кВА (час t приймається рівним п'яти років);
α 1 - коефіцієнт річного зростання максимальних навантажень, приймається рівним 0,1.
Знаючи навантаження для будь-якого року розрахункового періоду t, по обраній методиці знаходяться параметри елементів систем електропостачання підприємств.
Для прикладу розглянемо вибір потужності трансформаторів на ТП 18 живиться від головної понизительной підстанції (ГПП) «РТП 220».
З добового графіка навантажень або з таблиці 1 знаходимо максимальну активну потужність, вона дорівнює P max = 960кВт.
За формулою (1.6) визначаємо повну потужність на вторинній обмотці трансформатора, кВА:
.
кВА.
Після цього по формулі (1.7) знаходимо максимальну повну потужність на первинній стороні трансформатора:
Далі визначаємо максимальну повну потужність, враховуючи зростання навантажень:
Вибір потужностей трансформаторів для інших підстанцій зведений у додаток окремо для ГПП та окремих споживачів.
Таблиця 1.5 - Вибір потужності трансформаторів підстанцій, що живляться від ДПП "РТП 220»
Споживач | P max2, кВА | S max2, кВА | S max, кВА | S (t), кВА | Вихідна потужність, кВА |
ЦРП | 260,00 | 393,94 | 413,636 | 620,455 | 1х400 |
ТП 18 «Котельня» | 960,00 | 1548,39 | 1625,806 | 2438,710 | 2х1600 |
ТП 16 «Склад ПММ» | 368,00 | 387,37 | 406,737 | 610,105 | 1х400 |
ТП 17 «Лок-Депо». | 240,00 | 333,33 | 350,000 | 525,000 | 1х1000 |
ТП 55 | 150,00 | 178,57 | 187,500 | 281,250 | 1х250 |
ТП 19 | 59,20 | 83,38 | 87,549 | 131,324 | 1х160 |
ТП 8 | 440,00 | 488,89 | 513,333 | 770,000 | 2х400 |
ТП 20 | 260,00 | 305,88 | 321,176 | 481,765 | 2х250 |
ТП 5 | 824,00 | 915,56 | 961,333 | 1442,000 | 1х630; 1х400 |
ТП 2 | 224,00 | 248,89 | 261,333 | 392,000 | 2х400 |
КТП 2 | 150,00 | 178,57 | 187,500 | 281,250 | 1х250 |
КТП Мар.лес | 19,00 | 33,93 | 35,625 | 53,438 | 1х100 |
КТП Тусмо | 14,40 | 24,00 | 25,200 | 37,800 | 1х40 |
КТП Мішута | 59,20 | 83,38 | 87,549 | 131,324 | 1х160 |
КТП Головко | 92,50 | 130,28 | 136,796 | 205,194 | 1х250 |
КТП Лісовий | 162,50 | 246,21 | 258,523 | 387,784 | 1х250 |
За результатами розрахунків видно, що на трансформаторних підстанціях ТП № 17, трансформатор, в період максимального навантаження залишається недовантаженим, а на ТП 16 і ЦРП перевантаженим. Пропоную замінити трансформатор даної підстанції і встановити на ТП 16 трансформатор потужністю 630 кВА, а на ЦРП і ТП 17 трансформатори поміняти місцями, з метою економії.
1.4.2 Вибір номінальної потужності трансформаторів за кривими навантажувальної здатності
Вибір номінальної потужності трансформаторів з старіння ізоляції проводиться за спрощеним методом [4]. Його суть полягає в тому, що встановлюються межі, в яких повинна лежати необхідна номінальна потужність. Якщо межі першого наближення не потрапляє жодна з ряду значень номінальної потужності, вибираємо більше найближчим до верхньої межі. У тому випадку, коли в ці межі потрапляють два сусідніх з ряду значень і з них треба вибрати одне, визначають межі другого наближення, більш вузькі. Якщо в цих межах залишається одне значення номінальної потужності, то її достатність перевіряється розрахунком на навантажувальну здатність трансформаторів [4].
Якщо виявляється, що в ряду значень номінальної потужності немає того, що вкладається в ці межі, слід брати найближче більше; на цьому вибір потужності трансформаторів закінчується.
У тому випадку, коли в стандарті є одне або навіть два значення номінальної потужності, які розміщуються в цих межах, варто перевірити їх достатність. Для цієї мети пропонується перетворити будь-який графік навантаження в еквівалентний за кількістю тепла, що виділяється прямокутний двоступінчастий. Такий графік вважається еквівалентним дійсному по температурі. На рис. 2 представлений двоступінчастий графік навантаження. У періоди 1 і 3 діє навантаження P е с, а в період 2 - навантаження P е. max.
Ці величини пов'язані з перевіряється значенням номінальної потужності такими коефіцієнтами: до 1р = Р ес / Р ном і до 2 р = Р е max / Р ном> 1,0.
Малюнок 1.1 - Дійсний і еквівалентний графіки навантажень
Позначивши попередньо номінальну потужність трансформатора, а також значення до 1р і до 2р, звертаємося до графіків навантажувальної здатності і, прийнявши до 1г = к 1р, по кривій, відповідної заданої тривалості максимального навантаження, знаходимо значення коефіцієнта допустимого перевищення номінальної потужності до 2г, тобто допустиму перевантаження протягом часу t. Далі порівнюється цей коефіцієнт з розрахунковим до 2р.
Якщо до 2р <до 2г, то намічена номінальна потужність достатня. Якщо до 2р> до 2г, тобто протягом часу t перевантаження більше допустимої, то необхідно переходити наступного значенням номінальної потужності трансформатора. Для цього слід заново знайти до 1р і до 2р: значення обох коефіцієнтів стануть менше. Прийнявши знову до 1г = к 1р, знайдемо нове допустиме значення до 2г. Воно буде більше ніж раніше, а до 2р - менше, і тому, як правило, завжди вийде до 1р <до 1р, тобто нова номінальна потужність виявиться достатньою. У [4] приведені графіки навантажувальної здатності, з яких вибирають потрібний в залежності від системи охолодження (М, Д, ДЦ, Ц), постійної часу трансформатора (t = 2,5 год), еквівалентній температури охолоджуючої середовища, яка визначається за формулою:
, (1.9)
де j - номер місяця; - Середньомісячна температура, С, на місяць з номером j; N M - кількість місяців, за які визначається середньомісячна температура.
° С (1.10)
Результати розрахунку по кривих навантажувальної здатності наведені в таблиці 1.6
Таблиця 1.6 - Вибір необхідної потужності трансформаторів підстанцій
Споживач | До 1Р | До 2Р | t, год | До 2г | Порівняння коефіцієнтів |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
ЦРП | 0,10 | 1,06 | 4,00 | 1,60 | До 2Р> До 2г номінальна потужність не достатня |
ТП 18 «Котельня» | 0,10 | 1,33 | 4,00 | 1,60 | До 2Р <До 2г номінальна потужність достатня |
ТП 16 «Склад ПММ» | 0,03 | 1,20 | 4,00 | 1,60 | До 2Р> До 2г номінальна потужність не достатня |
ТП 17 «Лок-Депо». | 0,03 | 1,50 | 4,00 | 1,60 | До 2Р <До 2г номінальна потужність достатня |
ТП 55 | 0,08 | 1,70 | 4,00 | 1,60 | До 2Р <До 2г номінальна потужність достати |
ТП 19 | 0,15 | 1,50 | 4,00 | 1,60 | До 2Р <До 2г номінальна потужність достатня |
ТП 8 | 0,06 | 1,06 | 4,00 | 1,60 | До 2Р <До 2г номінальна потужність достатня |
Так як на ЦРП і ТП 16 потужність недостатня, пропонується вибрати трансформатори більш високої потужності - 630кВа потужності
1.5 Вибір перетину провідників електричної мережі
1.5.1 Розрахунок електричної мережі 10 кВ
Лінії електричних мереж за своїм конструктивним виконанням повинні відповідати певним вимогам надійності, економічності, безпеки та експлуатаційного зручності. Тому при виборі типів, конструктивних різновидів і окремих елементів ліній, необхідно враховувати електричні параметри ліній, умови навколишнього середовища, будівельні умови, схему мережі, динаміку розвитку навантажень та мережі, а також економічні показники.
У розрахунках за визначенням потужності, що передається по ділянці розподільчої мережі, можна не враховувати втрати в трансформаторах споживачів і в самій мережі. При цьому передана потужність буде дорівнювати сумі навантажень споживачів, що живляться з даного ділянки.
Перетин провідника перевіряється за наступними умовами:
умова економічної доцільності;
умова нагріву тривалим робочим струмом.
У розподільних мережах 10 кВ вибір перерізу провідників проводиться з економічної щільності струму. Порядок розрахунку такий: спочатку визначається економічна щільність струму j ек, А / мм 2 в залежності від тривалості найбільшого навантаження.
Далі визначається розрахунковий струм за формулою, А:
, (1.11)
де S max (уч) - максимальна повна потужність, розподілена по ділянках, кВА; U ном - номінальна напруга, кВ.
Економічна площа перерізу проводів визначається кінці за формулою, мм 2:
. (1.12)
Економічна площа перерізу проводів у свою чергу порівнюється з вихідними даними проводів, і вибирається найближчим розтин. Складаємо розрахункову схему, наведену на малюнку 1.2.
В якості прикладу розглянемо ділянка лінії РТП 220 - ТП 2
Приклад розрахунку:
Рисунок 1.2 - Розрахункова схема РТП 220
На цій ділянці встановлені кабельні АПВГ 120, АВВГ 95, АБ 320 і повітряна лінія АС 50. Тому необхідно перевірити обидві лінії з економічного перетину.
Визначимо розрахунковий струм за формулою (1.11):
А.
Потім визначаємо економічну щільність струму j ек, А / мм 2 в залежності від тривалості найбільшого навантаження, вона дорівнює j ек = 1,4 А / мм 2 для кабельної лінії і j ек = 1,1 А / мм 2 для повітряної лінії.
Остаточно визначаємо економічну площа перерізу проводів по формулі (1.12): мм 2.
Вибір перерізу проводів для решти ділянок понизительной підстанції мережі зведемо в таблиці 1.7.
Таблиця 1.7 - Вибір перерізу проводів
Ділянка мережі | Тип лінії | Довжина, км | Р max, кВт | Q max | S max, кВА | I рас, А | j ек, А/мм2 | F ек, 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 |
При виконанні розрахунків електричних розподільних мереж зустрічаються дві основні задачі:
площа перерізу провідників ліній на всіх ділянках мережі відома, необхідно перевірити втрату напруги від точки живлення до віддалених навантажень;
по допустимих втрат напруги підібрати необхідну площу перерізу проводів ліній на всіх ділянках мережі.
Для забезпечення нормальної роботи електроприймачів, відхилення напруги на їх затискачах не повинно перевищувати допустимих значень. ГОСТ 13109-97 «Норми якості електричної енергії у електроприймачів, приєднаним до електричних мереж загального користування» допускає відхилення напруги в електричних мережах на затискачах електроприймачів у таких межах: у освітлювальних приладів, встановлених на промислових підприємствах, у громадських будівлях і прожекторних установках зовнішнього освітлення від мінус 2,5 до плюс 5%; в інших приймачів, приєднаних до міських та промисловим електричних мереж від мінус 5 до плюс 5%.
1.5.2 Визначення втрат напруги в ЛЕП
Втрату напруги розраховуємо виходячи з активних і реактивних потужностей, що протікають по n й ділянці лінії (кабелю) - Ρ k і Q k, при цьому позначимо опір елемента схеми заміщення R k і X k.
Падіння напруги знаходимо на всіх ділянках від пункту харчування до кожної трансформаторної підстанції.
Для визначення втрати напруги в лініях електропередачі необхідно знайти опору ділянок. Активне та індуктивне опір ділянок ліній наведені в таблиці 1.8.
Таблиця 1.8 - Активні та індуктивні опору ділянок ЛЕП
Найменування лінії | № фідера | Довжина лінії L, км | Індуктивний опір 1 км проводу x 0, Ом / км | Активний опір 1 км проводу r 0, Ом / км | Індуктивний опір ділянки x k, Ом / км | Активний опір ділянки r k, 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 |
Втрати напруги на ділянках ЛЕП, В, визначаємо за формулою:
(1.13)
де P - активна потужність на k й ділянці, кВт;
Q - реактивна потужність на k й ділянці, кВАр;
r - активний опір k ого ділянки, Ом;
x - реактивний опір k ого ділянки, Ом;
U ном - номінальна напруга мережі, кВ;
Знаючи індуктивний опір x k, знайдемо втрату напруги в лінії, обумовлену передачею реактивної потужності, В:
(1.14)
Допустима втрата напруги в лінії при передачі активної потужності, В:
(1.15)
Визначення перерізів проводів лінії по допустимій втраті напруги:
(1.16)
де F - шукана площа перерізу, мм 2;
P - активна потужність лінії кВт;
l - довжина лінії, км;
γ - питома провідність матеріалу; питома провідність алюмінію ;
U ном - номінальна напруга мережі, кВ;
Приклад розрахунку:
Ділянка лінії РТП 220 - РППЦ-АБ
Втрати напруги на ділянці, складуть:
Втрати напруги в лінії, обумовлені передачею реактивної потужності на ділянці, складуть: У
Допустима втрата напруги в лінії при передачі активної потужності, складуть: У
Шукана площа перерізу проводів лінії, мм 2, буде дорівнює:
мм 2
Аналогічно проводимо розрахунки для інших ліній за формулами (1.13) - (1.16), результати решти розрахунків зводимо в таблицю 1.9
Таблиця 1.9 - Втрати напруги в ЛЕП
Найменування лінії | Втрати напруги, зумовлені реактивною потужністю , У | Допустима втрата напруги при передачі активної потужності , У | Втрати напруги , У | Співвідношення розрахункових і фактичних перерізів проводів F розр / F факт | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
РТП 220 РППЦ | 239,6 | 81,5 | 158,1 | 48/50 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
РППЦ - ТП № 8 | 8,1 | 28,4 | 28,4 | 121/120 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
3,2 | 6,4 | 6,4 | 36/35 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
ТП № 8 ТП № 5 | 0,4 | 0,5 | 0,8 | 123/120 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
22,1 | 54,9 | 54,9
1.6 Вибір і перевірка силового обладнання схеми електропостачання 1.6.1 Розрахунок струмів короткого замикання Згідно з Правилами улаштування електроустановок [2], вибір і перевірка електричних апаратів і струмопровідних елементів по електродинамічної та термічної стійкості проводиться по струму трифазного короткого замикання I k (3), тому в проекті необхідно зробити розрахунок струмів короткого замикання I k (3) для всіх РУ . Потужність короткого замикання, МВА, на шинах підстанцій, які є джерелами живлення мережевого району, наведена в таблиці 1.10 Таблиця 1.10 - Потужність короткого замикання
Знаючи потужність короткого замикання, по [12] знаходимо опір джерела живлення, Ом, . (1.17) де U HOM - Номінальна напруга мережі, кВ; S К.З - потужність короткого замикання джерела живлення, МВА. Повний опір лінії, по якій буде протікати струм короткого замикання, визначаємо за формулою, Ом, , (1.18) де r - Активний опір лінії, Ом; х - Індуктивний опір лінії, Ом. Розрахунок активного і реактивного опору лінії ведемо за формулами: , (1.19) де - Активний опір 1 км лінії, Ом / км; - Індуктивний опір 1 км лінії, Ом / км; - Довжина лінії, км. Повний опір до точки короткого замикання розраховуємо за формулою: . (1.20) Струм трифазного короткого замикання, кА, знаходимо за формулою: . (1.21) Приклад розрахунку:
Малюнок 1.3 - Схема заміщення для розрахунку струмів короткого замикання в розподільній мережі Для ділянки ЛЕП РТП 220 - РППЦ:
Ом. Активний опір лінії: Ом. Індуктивний опір лінії: Ом. Повний опір лінії: Ом. Опір до точки короткого замикання: Ом. Струм короткого замикання на шинах: кА. Результати решти розрахунків за формулами (1.17) - (1.21) наводимо в таблиці 1.11. Таблиця 1.11 - Струми короткого замикання.
1.6.2 Розрахунок максимальних робочих струмів Електричні апарати вибираємо за умовами тривалого режиму роботи порівнянням робочої напруги і найбільшого тривалого робочого струму приєднання, де передбачається встановити цей апарат, з його номінальною напругою і струмом. При виборі необхідне виконання апарата. Розрахунок максимальних робочих струмів проводиться на підставі номінальних параметрів обладнання за формулами: - Для вторинних вводів силових трансформаторів 10 кВ, А: , (1.22) де К пер - коефіцієнт, що враховує перевантаження трансформаторів, приймається рівним 1,5. - Для збірних шин підстанції 10 кВ, А: , (1.23) де К рн2 - коефіцієнт розподілу навантаження на шинах вторинної напруги, що дорівнює 0,5 - при числі приєднань п'ять і більше; 0,7 - при меншій кількості приєднань. - Для первинних вводів трансформаторів РУ 10 кВ, А: , (1.24) - Для збірних шин підстанції 0,4 кВ кВ, А: , (1.25) - Для вторинних вводів трансформаторів РУ - 0,4 кВ, А: , (1.26) Таблиця 1.12 - Розрахунок максимальних робочих струмів
За знайденими максимальним робочим струмам виробляємо вибір силового обладнання за умовою: , (1.27) де I н - номінальний струм апарату, кА; I раб max - максимальний робочий струм, кА. 1.6.3 Перевірка збірних жорстких шин на трансформаторних підстанціях У закритих РУ 10 кВ збірні шини виконані жорсткими алюмінієвими шинами. Збірні жорсткі шини перевіряються по [14] - По довгостроково допустимому току: , (1.28) де I доп. - тривало допустимий струм для перевіряється перерізу, А; I р. Max - максимальний робочий струм збірних шин. - По термічній стійкості , (1.29) де q - перевіряється перетин, мм q min - мінімальне допустимий переріз струмоведучих частини за умовою її термічної стійкості, мм ; У к - тепловий імпульс струму короткого замикання для характерної точки підстанції, кА ; С - коефіцієнт, Тепловий імпульс струму короткого замикання по [14] знаходимо за формулою: (1.30) де I до - струм короткого замикання на шинах підстанції, кА; - Час протікання струму короткого замикання, с; Т а - Постійна часу ланцюга короткого замикання, с. Знаходимо час протікання струму короткого замикання, с., , (1.31) де t з - час спрацьовування основного захисту, с; t в - повний час вимкнення вимикача, с. - По електродинамічної стійкості , (1.32) Електродинамічна стійкість шин, укріплених на опорних ізоляторах, перевіряється за механічної напруги , Що виникає в них при короткому замиканні, МПа, , (1.33) де l - відстань між сусідніми опорними ізоляторами, м; а - відстань між осями шин сусідніх фаз, м; i у - ударний струм короткого замикання, кА; W - момент опору шини щодо осі, перпендикулярної дії зусилля, м . Ударний струм короткого замикання визначаємо за формулою (1.34) Момент опору однополюсних прямокутних шин при розташуванні плазом визначаємо за формулою , (1.35) де у - товщина шини, м; h - ширина шини, м; - Допустиме механічне напруження в матеріалі шин. Приклад розрахунку: На ЦРП встановлені шини розміром 40х5. Перевіряємо по довгостроково допустимому току. Для шин перерізом 200 мм , Виконаних з алюмінієвого матеріалу по [9] тривало допустимий струм I доп .= 513 А. Максимальний розрахунковий струм збірних шин I р. Max = 69,28 А 513А> 69,28 А. Перевіряємо по термічній стійкості: Перетин шин q = 200 мм ; час протікання струму короткого замикання t до = 0,14 с. Для розподільних мереж напругою 10 кВ постійна часу ланцюга короткого замикання Та = 0,045 с. Струм короткого замикання I к = 5,58 кА таблиця (1.11) Тепловий імпульс струму короткого замикання: кА 2 с. Згідно [12] для алюмінієвих шин коефіцієнт С = 88 . Мінімально допустимий переріз струмоведучих частини мм 2. Умова перевірки 200 мм > 21 мм виконується. Перевіряємо по електродинамічної стійкості: Момент опору шини: м 3. Ударний струм короткого замикання: кА. Механічне напруження в матеріалі шини при довжині прольоту l = 1 м і відстані між шинами фаз а = 0,25 м МПа. Допустиме механічне напруження в матеріалі шин [12] що більше . Таким чином, за результатами розрахунків видно, що шини, встановлені на підстанції ЦРП задовольняють умовам перевірки. Аналогічні розрахунки для інших підстанцій наводимо в таблиці 1.12. Таблиця 1.12 - Перевірка збірних шин в розподільних мережах 10 кВ ст. Лютнево
За результатами розрахунків видно, що збірні шини в розподільних мережах 10 кВ, повністю задовольняють паспортним даним. Будь ласка, не зберігайте тестовий текст. |