Модернизация оборудования распределительных сетей РЭС Февральск

По результатам расчетов видно, что на трансформаторных подстанциях ТП №17, трансформатор, в период максимальной нагрузки остается недогруженным, а на ТП‑16 и ЦРП перегруженным. Предлагаю заменить трансформатор данной подстанции и установить на ТП‑16 трансформатор мощностью 630 кВА, а на ЦРП и ТП‑17 трансформаторы поменять местами, в целях экономии.

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

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

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)-Ρk и 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

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;

Uном – номинальное напряжение сети, кВ;

Зная индуктивное сопротивление xk, найдем потерю напряжения в линии, обусловленную передачей реактивной мощности, В:

 (1.14)

Допускаемая потеря напряжения в линии при передаче активной мощности, В:

 (1.15)

Определение сечений проводов линии по допустимой потере напряжения:

 (1.16)

где F – искомая площадь сечения, мм2;

P – активная мощность линии кВт;

l – длина линии, км;

γ – удельная проводимость материала; удельная проводимость алюминия ;

Uном – номинальное напряжение сети, кВ;

Пример расчета:

Участок линии РТП‑220 – РППЦ-АБ

Потери напряжения на участке, составят:

Потери напряжения в линии, обусловленные передачей реактивной мощности на участке, составят: В

Допускаемая потеря напряжения в линии при передаче активной мощности, составят: В

Искомая площадь сечения проводов линии, мм2, будет равна:

 мм2

Аналогично производим расчеты для других линий по формулам (1.13) – (1.16), результаты остальных расчетов сводим в таблицу 1.9

Таблица 1.9 – Потери напряжения в ЛЭП

1.6 Выбор и проверка силового оборудования схемы электроснабжения

1.6.1 Расчет токов короткого замыкания

Согласно Правилам устройства электроустановок [2], выбор и проверка электрических аппаратов и токоведущих элементов по электродинамической и термической устойчивости производится по току трехфазного короткого замыкания Ik(3), поэтому в проекте необходимо произвести расчет токов короткого замыкания Ik(3) для всех РУ.

Мощность короткого замыкания, МВА, на шинах подстанций, которые являются источниками питания сетевого района, приведена в таблице 1.10

Таблица 1.10 – Мощность короткого замыкания

Зная мощность короткого замыкания, по [12] находим сопротивление источника питания, Ом,

. (1.17)

где UHOM – номинальное напряжение сети, кВ;

SК.З – мощность короткого замыкания источника питания, МВА.

Полное сопротивление линии, по которой будет протекать ток короткого замыкания, определяем по формуле, Ом,

, (1.18)

где r – активное сопротивление линии, Ом;

х – индуктивное сопротивление линии, Ом.

Расчет активного и реактивного сопротивления линии ведем по формулам:

 , (1.19)

где - активное сопротивление 1 км линии, Ом/км;

- индуктивное сопротивление 1 км линии, Ом/км;

- длина линии, км.

Полное сопротивление до точки короткого замыкания рассчитываем по формуле:

. (1.20)

Ток трехфазного короткого замыкания, кА, находим по формуле:

. (1.21)

Пример расчета:

Рисунок 1.3 – Схема замещения для расчета токов короткого замыкания в распределительной сети

Для участка ЛЭП РТП‑220 – РППЦ:

-          мощность короткого замыкания источника питания Sк.з.= 111,8 МВА;

-          тип линии – АС‑50;

-          длина линии 2 км;

-          активное сопротивление 1 км линии 0,65 Ом/км;

-          реактивное сопротивление 1 км линии 0,392 Ом/км.

-          сопротивление источника питания

 Ом.

Активное сопротивление линии:  Ом.

Индуктивное сопротивление линии:  Ом.

Полное сопротивление линии:

 Ом.

Сопротивление до точки короткого замыкания:  Ом.

Ток короткого замыкания на шинах:  кА.

Результаты остальных расчетов по формулам (1.17) – (1.21) приводим в таблице 1.11.

Таблица 1.11 – Токи короткого замыкания.

1.6.2 Расчет максимальных рабочих токов

Электрические аппараты выбираем по условиям длительного режима работы сравнением рабочего напряжения и наибольшего длительного рабочего тока присоединения, где предполагается установить данный аппарат, с его номинальным напряжением и током. При выборе необходимое исполнение аппарата.

Расчет максимальных рабочих токов производится на основании номинальных параметров оборудования по формулам:

– для вторичных вводов силовых трансформаторов 10 кВ, А:

, (1.22)

где Кпер – коэффициент, учитывающий перегрузки трансформаторов, принимается равным 1,5.

– для сборных шин подстанции 10 кВ, А:

, (1.23)

где Крн2 – коэффициент распределения нагрузки на шинах вторичного напряжения, равный 0,5 – при числе присоединений пять и более; 0,7 – при меньшем числе присоединений.

– для первичных вводов трансформаторов РУ‑10 кВ, А:

, (1.24)

– для сборных шин подстанции 0,4кВ кВ, А:

, (1.25)

– для вторичных вводов трансформаторов РУ – 0,4 кВ, А:

, (1.26)

Таблица 1.12 – Расчет максимальных рабочих токов

По найденным максимальным рабочим токам производим выбор силового оборудования по условию:

, (1.27)

где Iн – номинальный ток аппарата, кА;

Iрабmax – максимальный рабочий ток, кА.

1.6.3 Проверка сборных жестких шин на трансформаторных подстанциях

В закрытых РУ‑10 кВ сборные шины выполнены жесткими алюминиевыми шинами.

Сборные жесткие шины проверяются по [14]

– по длительно допускаемому току:

, (1.28)

где Iдоп. – длительно допускаемый ток для проверяемого сечения, А;

Iр.max – максимальный рабочий ток сборных шин.

– по термической стойкости

, (1.29)

где q – проверяемое сечение, мм

qmin – минимальное допустимое сечение токоведущей части по условию её термической стойкости, мм;

Вк – тепловой импульс тока короткого замыкания для характерной точки подстанции, кА;

С – коэффициент,

Тепловой импульс тока короткого замыкания по [14] находим по формуле:

 (1.30)

где Iк – ток короткого замыкания на шинах подстанции, кА;

– время протекания тока короткого замыкания, с;

Та – постоянная времени цепи короткого замыкания, с.

Находим время протекания тока короткого замыкания, с.,

, (1.31)

где tз – время срабатывания основной защиты, с;

tв – полное время отключения выключателя, с.

– по электродинамической стойкости

, (1.32)

Электродинамическая стойкость шин, укрепленных на опорных изоляторах, проверяется по механическому напряжению , возникающему в них при коротком замыкании, МПа,

, (1.33)

где l – расстояние между соседними опорными изоляторами, м;

а – расстояние между осями шин соседних фаз, м;

iу – ударный ток короткого замыкания, кА;

W – момент сопротивления шины относительно оси, перпендикулярной действию усилия, м.

Ударный ток короткого замыкания определяем по формуле

                               (1.34)

Момент сопротивления однополюсных прямоугольных шин при расположении плашмя определяем по формуле

, (1.35)

где в – толщина шины, м;

h – ширина шины, м;

– допустимое механическое напряжение в материале шин.

Пример расчета:

На ЦРП установлены шины размером 40х5.

Проверяем по длительно допускаемому току.

Для шин сечением 200 мм, выполненных из алюминиевого материала по [9] длительно допускаемый ток Iдоп.=513 А.

Максимальный расчетный ток сборных шин Iр.max=69,28 А

513А > 69,28 А.

Проверяем по термической стойкости:

Сечение шин q=200 мм;

время протекания тока короткого замыкания tк=0,14 с.

Для распределительных сетей напряжением 10 кВ постоянная времени цепи короткого замыкания Та = 0,045 с.

Ток короткого замыкания Iк = 5,58 кА таблица (1.11)

Тепловой импульс тока короткого замыкания:

 кА2с.

Согласно [12] для алюминиевых шин коэффициент С=88 .

Минимально допустимое сечение токоведущей части

 мм2.

Условие проверки 200 мм> 21 мм выполняется.

Проверяем по электродинамической стойкости:

Момент сопротивления шины:

 м3.

Ударный ток короткого замыкания:

 кА.

Механическое напряжение в материале шины при длине пролета l=1 м и расстоянии между шинами фаз а = 0,25 м

 МПа.

Допустимое механическое напряжение в материале шин [12]что больше . Таким образом, по результатам расчетов видно, что шины, установленные на подстанции ЦРП удовлетворяют условиям проверки.

Аналогичные расчеты для остальных подстанций приводим в таблице 1.12.

Таблица 1.12 – Проверка сборных шин в распределительных сетях 10 кВ ст. Февральск

По результатам расчетов видно, что сборные шины в распределительных сетях 10 кВ, полностью удовлетворяют паспортным данным.

Страницы: 1, 2, 3