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 |
