ПЗ (1219457), страница 4

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 4)

В связи с тем, что при аварийном режимеполучается схема с односторонним питанием, а нагрузки для расчетовпринимаются максимальными, то мощность, передаваемая по линии наголовном участке, значительно больше, чем при режиме наибольших нагрузок.Схемы распределения мощностей для остальных участков приведены на чертежеДП 23.05.05 021 003.3.2 Проверка по экономической плотности тока.Напряжение распределительной сети 10 кВ по современным стандартамнизкое, что естественно сказывается на потерях мощности в сети.

В условияхпостоянногоростапитающихсетейтребуютпроверкифидерапоэкономическому сечению провода, потерям напряжения, по нагреву ваварийном режиме.Выбор сечений проводов производится по нормированным обобщеннымпоказателям. В качестве таких показателей используются нормированныезначения экономической плотности тока. Расчет ведется согласно методике,изложенной в [7].Определим экономическое сечение проводов по формуле, мм2:Fэ I max,jэ(3.5)где Imax – ток максимальной нагрузки, определяемый по формуле, А:I max Smax,3  Uн(3.6)где Smax – максимальная расчетная мощность на i-ом участке, кВА; U н –напряжение сети, кВ; jэ – экономическая плотность тока, определяемая в27зависимости от материала токоведущего проводника, конструкции линии ивремени использования максимальной нагрузки, А/мм2.При 3000 часов использования максимума нагрузок экономическаяплотность тока равна 1,1 А/мм2 – для неизолированных алюминиевыхпроводов; экономическая плотность тока равна 1,3 А/мм2 – для кабеля всоответствие с [8].Приведем пример расчета линии, участок линии фидер 2 – ТП-1,произведем вычисления по формулам (3.5) – (3.6):Imax Fэ 897,2 51,8 А ,3  1058,1 52,8 мм2.1,1Аналогичные расчеты по формулам (3.5) – (3.6) производим для остальныхлинии.

Результаты расчетов сводим в таблицу 3.2.Таблица 3.2 – Расчетные токи и необходимые сечения проводниковНаименованиелинииТип линииФ.2 – ТП-1ТП-1 – ТП-3ТП-3 – ТП-4ТП-4 – ТП-2ТП-2 – Ф.3Ф.4 – ТП-6ТП-6 – ТП-7ТП-6 – ТП-8ТП-8 – ТП-9Ф.2 – ТП-24АСБ 3×95АС-50АСБ 3×70АС-70АСБ 3×95АСБ 3×95АСБ 3×95АС-50АСБ 3×70ААБ 3×95I max , А58,130,520,117,726,754,836,923,613,152,328I авар , А27,637,174,6101,3-Fэ , мм252,827,715,516,120,549,828,421,410,040,2Fрек , мм270507050707070507070Окончание таблицы 3.2НаименованиеТип линиилинииААБ 3×185ТП-24 – ТП-25АСБ 3×150ТП-25 – ТП-28АСБ 3×150ТП-28 – ТП-29АСБ 3×150ТП-29 – ТП-30АСБ 3×70ТП-30 – ТП-31ААБ 3×185ТП-31 – ТП-33АСБ 3×95ТП-33 – Ф.3АСБ 3×95Ф.3 – ТП-15АС-70ТП-15 – ТП-16АС-50ТП-16 – ТП-18АCБ 3×70ТП-18 – ТП-19АСБ 3×70ТП-19 – ТП-20ААШВ 3×150ТП-20 – Ф.5ААШВ 3×150Т-104 – ТП-34ТП-34 – ТП-36 ААШВ 3×120ТП-36 – ТП-37 ААШВ 3×150ТП-37 – ТП-38 ААШВ 3×120ТП-38 – ТП-39 ААШВ 3×120АС-50ТП-39 – ТП-41АС-70ТП-41 – ТП-43ААШВ 3×150ТП-43 – Т-106I max , А49,916,912,88,019,533,942,246,225,79,211,912,928,624,619,518,211,98,910,115,321,3I авар , А7,140,952,960,371,886,394,520,537,149,860,776,334,030,727,121,118,511,36,0-Fэ , мм238,412,912,06,115,026,132,435,523,48,417,210,022,121,317,316,310,47,18,312,018,7Fрек , мм2150150150150701507070505070701201201201201201205050120Из таблицы 3.2 видно, что используемые марки кабелей и проводов всреднем по фидерам соответствует расчетному значению экономическогосечения провода, но есть участки сети с завышенным сечение проводов – ЭЧЭ7: фидер 2 – ТП-1, ТП-2 – ТП-4, фидер 3 – ТП-2, фидер 4 – ТП-6, ТП-6 – ТП7;ЭЧЭ-8: фидер 2 – ТП-24, ТП-24 – ТП-25, ТП-31 – ТП-33 фидер 3 – ТП-33; ЭЧЭ9: фидер 3 – ТП-15, ТП-15 – ТП-16, фидер 5 – ТП-20, Т-104 – ТП-34, ТП-36 –ТП-37, ТП-41 – ТП-43, ТП-43 – Т-106, поэтому рекомендуется при замененеизолированных проводов и кабелей взять их по рекомендуемому сечениюпровода.293.3 Проверка по нагреву длительным рабочим токомПо условию нагрева длительным рабочим током в послеаварийном режиме,допустимая токовая нагрузка должна соответствовать условию по формуле, А:I расч  I доп ,(3.7)где I расч – расчетный ток, протекающий по участку, в самом сложном режиме –послеаварийном, А; I доп – допустимый ток для выбранного проводника, А,согласно [7].Приведем пример расчета для линии фидер 3 – ТП-2 по формулам (3.6) – (3.7):Iрасч 1754 101,3 А ,3  10101,3  185 А .Для кабеля сечением 95 мм 2 допустимый ток равен 185 А, что большерасчетного тока в аварийном режиме работы, который по расчету получился101,3 А.

Следовательно, кабель проходит и по условиям проверки длительнымтоком. Для остальных линий расчет аналогичен, результаты сводим в таблицу 3.3.Таблица 3.3 – Расчетные токи и допустимые длительные токиНаименование линииIрасч , АТП-1 – ТП-3ТП-3 – ТП-4ТП-4 – ТП-2ТП-2 – Ф.327,637,174,6101,330I доп , А210155265185Окончание таблицы 3.3Наименование линииIрасч , АТП-24 – ТП-25ТП-25 – ТП-28ТП-28 – ТП-29ТП-29 – ТП-30ТП-30 – ТП-31ТП-31 – ТП-33ТП-33 – Ф.3ТП-15 – ТП-16ТП-16 – ТП-18ТП-18 – ТП-19ТП-19 – ТП-20ТП-20 – Ф.5Т-104 – ТП-34ТП-34 – ТП-36ТП-36 – ТП-37ТП- 37 – ТП-38ТП- 38 – ТП-39ТП- 39 – ТП-41ТП- 41 – ТП-43I доп , А7,1040,9552,9160,2971,8486,2894,5020,5037,1449,8060,7476,3534,0030,7027,1021,1218,4811,306,00300260260260155300185265210155155300300260300260260210265Из таблицы 3.3 видно, что используемые марки кабеля и проводаудовлетворяют условию проверки по нагреву.

Так же видно, что сечениепроводников завышено, поэтому рекомендуется при замене неизолированныхпроводов и кабелей взять их по рекомендуемому сечению провода.Рекомендуем, замену проводов марки АС, на СИП. Провод СИП получилширокое применение при строительстве магистральных воздушных линийэлектропередач и различных ответвлений к вводам во всевозможные жилыепомещения и хозяйские постройки. Он представляет собой жгут, скрученный изизолированных фазных жил, сделанных из алюминия и нулевой несущей жилы.Фазные жилы оснащены изоляцией, сделанной из светостабилизированногополиэтилена повышенного давления, окрашенного в черный цвет, который31обладает устойчивостью к ультрафиолетовым излучениям.

В центре нулевойжилы находится стальной сердечник, скрученный вокруг алюминиевымипроволоками. Данный вид провода имеет ряд преимуществ над традиционнымиалюминиевымипроводами:высокаянадежностьибесперебойностьэнергообеспечения потребителей (исключается короткое замыкание из-засхлестывания фазных проводников, случайных перекрытий и т.п.), отсутствиегололёдообразования на проводах.Замена кабельных линии типа ААБ, АСБ с бумажной изоляцией на болеесовременные кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена (СПЭ-кабели).Кабели среднего напряжения с изоляцией из сшитого полиэтилена обладаютрядом преимуществ перед кабелями с бумажной пропитанной изоляцией:– пропускная способность на 15% выше по сравнению с кабелями сбумажно-масляной изоляцией того же сечения;– повышенная стойкость при работе в условиях перегрузок и короткихзамыканий;– возможность прокладки на трассах с неограниченной разностью уровней;– не содержат масла, битума, свинца, что упрощает монтаж, эксплуатацию иустраняет экологически неблагоприятные факторы;– более надежны в эксплуатации и требуют меньших расходов нареконструкцию и содержание кабельных линий;– возможность изготовления кабелей большой строительной длины.РекомендуютсяАПвЭВ-6,АПвЭВнг-6,АПвЭВнгд-6,АПвЭгВнг-6,АПвЭгаВнг-6, ПвЭгаВнг-6, ПвЭгаВнгд-6Таким образом, СПЭ-кабели являются практичными.

Они более надёжны вэксплуатации и их прокладка, монтаж, ремонт дешевле и проще, чем кабелейтрадиционного исполнения с бумажной изоляцией [9, 23].324 РАСЧЕТ ПОТЕРЬ НАПРЯЖЕНИЯ4.1 Определение параметров схемы замещения линииДля обеспечения нормальной работы электроприемников, отклонениенапряжения на их зажимах не должно превышать допустимых значений [14].Сети 6кВ относятся к местным сетям. При расчетах местных сетейпринимаются следующие допущения:– проводимостями линии пренебрегают, так как при ограниченных длинахместных сетей и сравнительно невысоких напряжениях ее влияние нарезультаты расчетов незначительно;– при расчетах кабельных сетей с малым сечением кабелей пренебрегают ихиндуктивным сопротивлением.Таким образом, для расчета линий местных сетей можно принять схемузамещения, состоящуюизпоследовательносоединенныхактивногоиреактивного сопротивлений.Определим параметры схемы замещения, согласно следующим формулам, Ом:R  r0  l ;(4.1)X  x0  l ,(4.2)где R – активное сопротивление линии электропередачи, Ом; Х – реактивноесопротивлениелинииэлектропередачи,Ом;r0–активноеудельноесопротивление линии электропередачи, определяем согласно [7] Ом/км; x 0 –реактивное удельное сопротивление линии электропередачи, определяемсогласно [7] Ом/км; l – длинна линии, км.Произведем расчет для участка фидеров 4-8, вычисления по формулам (4.1) – (4.2):R  0,17  0,25  0,06 Ом;33X  0,08  0,25  0,03 Ом.Аналогичные расчеты по формулам (4.1) – (4.2) производим для остальныхлинии.

Результаты расчетов активного и реактивного сопротивления сводим втаблицу 4.1.Таблица 4.1 – Параметры схемы замещения линий электропередачиНаименованиелинииТип линииR, ОмФ.2 – ТП-1ТП-1 – ТП-3ТП-3 – ТП-4ТП-4 – ТП-2ТП-2 – Ф.3Ф.4 – ТП-6ТП-6 – ТП-7ТП-6 – ТП-8ТП-8 – ТП-9Ф.2 – ТП-24ТП-24 – ТП-25ТП-25 – ТП-28ТП-28 – ТП-29ТП-29 – ТП-30ТП-30 – ТП-31ТП-31 – ТП-33ТП-33 – Ф.3Ф.3 – ТП-15ТП-15 – ТП-16ТП-16 – ТП-18ТП-18 – ТП-19ТП-19 – ТП-20ТП-20 – Ф.5Т-104 – ТП-34ТП-34 – ТП-36ТП-36 – ТП-37АСБ 3×95АС-50АСБ 3×70АС-70АСБ 3×95АСБ 3×95АСБ 3×95АС-50АСБ 3×70ААБ 3×95ААБ 3×185АСБ 3×150АСБ 3×150АСБ 3×150АСБ 3×70ААБ 3×185АСБ 3×95АСБ 3×95АС-70АС-50АCБ 3×70АСБ 3×70ААШВ 3×150ААШВ 3×150ААШВ 3×120ААШВ 3×1500,080,270,10,10,130,190,080,20,120,240,030,080,180,10,070,070,210,030,140,780,180,20,120,330,110,1834r0 ,x0 ,X, ОмОм/кмОм/км0,320,650,260,460,320,320,320,650,260,320,170,340,340,340,260,170,320,320,460,650,260,260,340,340,440,340,020,180,030,090,030,050,020,140,040,070,020,020,050,030,020,030,060,010,130,530,060,070,030,090,020,050,090,440,090,430,090,090,090,440,090,090,080,090,090,090,090,080,090,090,430,440,090,090,090,090,090,09l, км0,250,410,390,220,410,580,240,310,450,740,20,240,530,30,270,420,670,110,311,20,680,770,340,980,260,53Окончание таблицы 4.1НаименованиеТип линиилинииТП- 37 – ТП-38 ААШВ 3×120ТП- 38 – ТП-39 ААШВ 3×120АС-50ТП- 39 – ТП-41АС-70ТП- 41 – ТП-43ТП- 43 – Т-106 ААШВ 3×150R, Ом0,450,210,110,390,17r0 ,x0 ,X, ОмОм/кмОм/км0,440,090,090,440,040,090,650,070,440,460,040,430,340,050,09l, км1,030,480,170,850,51Исследуемый участок имеет небольшие протяженности воздушных икабельных линий, что и сказывается на низком сопротивление участков линии.4.2 Определение потерь напряжения в линии 10 кВДляобеспечениянормальныхусловийработыэлектроприемниковотклонения напряжения на их зажимах не должны превосходить допустимыхзначений[20].Основнымипотребителямиэлектрическойэнергиижелезнодорожного участка являются предприятия служб железнодорожноготранспорта, обеспечивающие электрификацию технологических процессов длянадежной и бесперебойной работы железной дороги.

Необходимо найтипотери напряжения в режиме максимальных нагрузок и в аварийномрежиме на конце линии.Потери напряжения на участках линии определяем по формуле, В:U Pi  ri  Qi  x i,U ном(4.3)где Pi – активная мощность на i-ом участке, кВт; ri – активное сопротивлениеi-ого участка, Ом; Qi – реактивная мощность на i-ом участке, квар; x i –реактивное сопротивление i-ого участка, Ом; U ном – номинальное напряжениесети, кВ.35Уровеньнапряжениянашинахтрансформаторнойподстанцииопределяется по следующей формуле, В:U вн.i  Ui  U .(4.4)где Ui – напряжение на i-ой подстанций, В; U – потери напряжение на i-омучастке, В.Определяем максимальные потери напряжения в линии по формуле, В:U max   U .(4.5)Определяем максимальные потери напряжения, В:U U max 100% .U ном(4.6)Произведем расчет потерь напряжения в линиях согласно формулам(4.3) – (4.6), пример расчёта, участок линии фидер 3 – ТП 2.Потери напряжения в режиме максимальных нагрузок:U 391,9  0,13  244,9  0,037 6 В.10  103Уровень напряжения на шинах ТП-2:U  10000  6  9994 В.Максимальные потери напряжения в линии фидеров 2-3:U  8  17  4  4  6  39 В.36Максимальные потери напряжения:U 103 100  1,78 %6000Расчет для остальных подстанций и расчетных режимов аналогичен,полученные результаты сводим в таблицу 4.2.Таблица 4.2 – Потери напряжения в расчетном режимеПотери напряжения, ВНаименованиелинииФ.2 – ТП-1ТП-1 – ТП-3ТП-3 – ТП-4ТП-4 – ТП-2ТП-2 – Ф.3Ф.4 – ТП-6ТП-6 – ТП-7ТП-6 – ТП-8ТП-8 – ТП-9Ф.2 – ТП-24ТП-24 – ТП-25ТП-25 – ТП-28ТП-28 – ТП-29ТП-29 – ТП-30ТП-30 – ТП-31ТП-31 – ТП-33ТП-33 – Ф.3Ф.3 – ТП-15ТП-15 – ТП-16ТП-16 – ТП-18ТП-18 – ТП-19ТП-19 – ТП-20ТП-20 – Ф.5Максимальных нагрузокU, %U, В8,0016,983,644,186,0417,534,859,932,7018,553,151,910,141,402,454,6115,682,708,6814,530,584,525,650,450,350,510,3737Послеаварийный режимU, В15,396,7517,5223,000,455,7016,2910,549,0211,7235,076,8760,5815,0020,8514,57U, %0,63-0,931,28Окончание таблицы 4.2Т-104 – ТП-34ТП-34 – ТП-36ТП-36 – ТП-37ТП- 37 – ТП-38ТП- 38 – ТП-39ТП- 39 – ТП-41ТП- 41 – ТП-43ТП- 43 – Т-1068,351,782,321,420,231,8512,055,700,1919,315,428,2415,846,492,605,47-0,18Из таблицы 4.2 видно, что в целом на участке сети потери напряжениянаходятся в пределах нормированной величины, не превышает нормативных 10 %.Пустые ячейки таблицы 4.2 – линии, которые в аварийном режиме не имеютрезервных источников питания: фидер 4.Уровень напряжения на трансформаторной подстанции определяется поформуле (4.9).

Характеристики

Список файлов ВКР