Выбор типа и номинальной мощности трансформаторов

 

2.1 Выбор трансформаторов

Сначала определяем расчетные нагрузки подстанций на шинах 10 кВ в максимальном (100 %) режиме. Для расчетной подстанции № 2 в нормальном режиме (кольцевая перемычка отключена) нагрузку определяем:

S =S +K

S =7+j4+1.1*1000

S_max = 8,049+j4,34

S_Н2=

S_Н2= 9,14 МВА

где: коэффициент К учитывает потери мощности в распределительной сети 10 кВ и можно принять, что К=1,05 - 1,10

Нагрузка на шинах 10 кВ подстанции № 1 задана S = 3+j1.

S_Н1= = 3,16 МВА

Для каждой подстанции выбираем два однотипных трансформатора с РПН. Учитывая, что один из них может выйти из строя, мощность каждого должна составить (0,6…0,7) S

S_Н1= 3,16* 0,7= 2,26 кВА

S_Н2= 9,14 * 0,7= 6,53 кВА

Выбираем тип трансформатора по условию: S_н.т.≥S_расч. Выбираем два трансформатора типа ТМН-2500/110 и ТДН 10000/110 [7]

и проверяем на аварийную перегрузку.

Для ПС №1

M_АВ = _*100 = _*100 = 126 % ≤ 140 %, проходит.

 

Для ПС №2

 

M_АВ = _*100 = _*100 = 91 % ≤ 140 %, проходит.

Данные выбранных трансформаторов заносим в таблицу.

 

Тип трансформатора	S , МВА	Напряжен. КВ     ВН СН НН	ΔPХХ, кВт	ΔP к.з. кВт	I , %	U ,%   ВН СН НН
ТДН-10000/110					0,9	10,5 - -
ТМИ-2500/110	2,5		5,5		1,5	10,5 - -

 

Параметры схемы замещения силовых трансформаторов определяем, зная основные технические данные этих трансформаторов (номинальное напряжение обмоток высшего, среднего, и низшего напряжения – U_ВН; U_СН; U_НН, потери холостого хода – ΔP_ХХ и короткого замыкания - ΔP к.з., напряжение короткого замыкания U_К.З. и ток холостого хода I_ХХ), которые мы взяли из справочных материалов и занесли в таблицу.

При двух параллельно работающих трансформаторах параметры эквивалентной схемы замещения по сравнению со схемой замещения для одного трансформатора составят:

(2.7)

 

Сопротивление обмоток трансформаторов определяем, приведя их к номинальному напряжению обмотки высшего напряжения (ВН). Активное сопротивление эквивалентной схемы замещения двух обмоточного трансформатора приведенное к номинальному напряжению стороны ВН, выразится следующим образом:

 

R_т = Ом, (2.3)

 

Где ΔР_кз - потери короткого замыкания, кВт;

U_н - высшее номинальное напряжение, кВ;

S_н - номинальная мощность, кВА.

 

Для ПС №2.

 

= = 3.84 Ом

Для ПС №1.

 

= = 21,3 Ом

 

Индуктивное сопротивление

X_т = Ом, (2.4)

 

Где U_r- реактивное падение напряжения в обмотках трансформатора, %.

В трансформаторах мощностью 1000 кВА и выше можно принять, что U_r % = U_к %, так как в этих трансформаторах X_т > R_т .

 

Для ПС №2

 

= = 69,43 Ом

 

Для ПС №1

 

= = 254,1 Ом

 

Определяем мощность холостого хода трансформатора, т.е. нагрузку в его проводимостях ΔS_ст

ΔS_ст = ΔР_ст +j ΔQ_ст

 

Где ΔР_ст – потери активной мощности в стали трансформатора, которые принимаются равными потерям холостого хода трансформатора, ΔР_хх .

ΔQ_ст – мощность намагничивающая сталь;

 

ΔQ_ст= (2.6)

 

Для ПС №2

 

2 ΔР_СТ = 2ΔР_ХХ = 2*14 = 0,028 МВт

 

2ΔQ_ст= = 0,18 МВар

 

ΔS_ст = 0,028 + j 0,18

 

Для ПС №1

 

2 ΔР_СТ = 2ΔР_ХХ = 2*5,5 = 0,011 МВт

 

2ΔQ_ст= = 0,075 МВар

 

ΔS_ст = 0,011 + j 0,075

 

Расчет потокораспределения в районной сети проводим для максимального (100%) и минимального (25%) нормальных режимов нагрузки. В максимальном (100 %) режиме нагрузки даны из условия. При этом нагрузка в i – товой точке сети в минимальном режиме S составит

 

S = 0,25*S ,

 

Где S - максимальная нагрузка в i – товой точке. Тогда для ПС №2

S_{MIN 2}= 0.25*8,049 + j4,34= 2,012+j1,085

 

И для ПС №1 минимальная нагрузка составит

 

S_MIN1= 0,25* 3+j1= 0,75 + j 0,25

 

При этом принимаем, что cosφ = cosφ _. Время использования максимума нагрузки при Т¹⁰⁰ = Т²⁵ принимаем по условию для ПС №1 – 3500, а для ПС №2

– 4000.

 

Для упрощения расчетов и анализа электрических сетей все нагрузки подстанций на сторонах низшего напряжения S_НН приводим к стороне высшего напряжения.

R_т/2 Х_т/2 S_max/2

S_пр S₂ S₁

4,02+j2,17

2ΔS_xx

S₁ R_т/2 Х_т/2 S_min/2

2ΔР_ст 2ΔQ_ш 1,005+j0,54

 

Определение приведенных мощностей в максимальном и минимальном режимах. Для ПС №2 в максимальном режиме.

S_1max = + ΔS = 4.02+ j2.17+ *(3.84+j69.43) = 4.026 + j2.38 (МВА)

S₂ = S_1max *2 = 8.052 + j4.76 (МВА)

S_пр.мах = S₂ + 2 ΔS_xx = 8.08+j4.94 (МВА)

2 ΔS_xx = 0,028+ j0.18

Для ПС №2 в минимальном режиме

S_1min = + ΔS = 1,005+ j0,54+ *(3.84+j69.43) = 1,006 + j0,55 (МВА)

S₂ = S_1min *2 = 2,012 + j1,1 (МВА)

S_пр.мin = S₂ + 2 ΔS_xx = 2.04+j1,28 (МВА)

Для ПС №1 в максимальном режиме

S_1max = + ΔS = 1,5+ j 0,5+ *(21,3+j254,1) = 1,504 + j0,55 (МВА)

S₂ = S_1max *2 = 3,008 + j1,1 (МВА)

S_пр.мах = S₂ + 2 ΔS_xx = 3,019+j1,175 (МВА)

2 ΔS_xx = 0,011+ j 0.075

Для ПС № 1 в минимальном режиме

S_1min = + ΔS = 0,375+ j0,125+ *(21,3+j254,1) = 0,3753 + j0,1283 (МВА)

S₂ = S_1min *2 = 0,7506 + j0,256 (МВА)

S_пр.мin = S₂ + 2 ΔS_xx = 0,762+j0,331 (МВА)

 

Расчет сети в максимальном режиме.

С 30 3 30 ПС 2

2 8,08+j4,94

115 кВ 4000

11,099+j6,115 10

 

1

 

 

3500 ПС 1

3,019+j1,175

 

Определение сечений проводов по условиям экономической плотности тока

Линия С – 3

S_Н = = 12,67 (МВА)

I_max = = 63 A

F_э = 63/1,1*2 = 28,64 А/мм²

Выбираем АС 35/6,2 где I_доп = 175 А > I_max

По нагреву проходит, по короне нет

Выбираем АС 70/11 I_доп = 265 А

Линия 3 – 1

S_Н = = 3,24 (МВА)

I_max = = 16,26 A

F_э = 16,26/1,1*2 = 7,39 А/мм²

Провод АС 16/2,7 по нагреву проходит, по короне нет.

Выбираем АС 70/11.

Линия 3 – 2

S_Н = = 9,47 (МВА)

I_max = = 47,8 A

F_э = 47,8/1,1*2 = 21,7 А/мм²

Провод АС 35/6,2, так же не проходит по короне.

Выбираем АС 70/11.

Для двухцепных линий провода располагаем бочкой Д_ср = 3,5м из [3]

Рассчитаем параметры проводов на участках и результаты занесем в таблицу

 

Участок	провод	L, км	ro, ом/км	xо, ом/км	во*106, см/км	R, ом	Х, ом	В*106, см	Qв, МВАр
С - 3	АС 70/11		0,428	0,408	2,79	12,84	12,24	83,7	1,107
3 - 1	АС 70/11		0,428	0,408	2,79	4,28	4,08	27,9	0,37
3 - 2	АС 70/11		0,428	0,408	2,79	12,84	12,24	83,7	1,107

 

R=z₀L X=x₀L B=b₀L (2.1)

 

Где L – длина линии, км.

 

Зарядные мощности линий электропередачи Q_в допустимо определять по номинальному напряжению линии U_н т.е.

Q_в = U В (2.2)

При U_н – в кВ, В – в См, размерность Q_в = в т.квар.

 

 

Определение протекания мощностей в начале линии и в конце каждой линии.

 

R/2 Х/2 R/2 Х/2

С Q_в1 3 2

Q_в3 Q_в3

Q_в1 ПС 2

Q_в2

8,08+j4.84

R/2

 

Q_в2 Х/2

 

1

ПС 1

3,019+j1,175

 

S_рас1= 3,019 + j1,175 – j0,37 = 3,019 + j0,805

S_рас2= 8,08 + j4,34- j1,107 = 8,08+ j3,83

 

 

R/2 Х/2 S₂ⁱ R/2 Х/2

S_c S₁ⁱ Q_в1 3 S₂

Q_в3

Q_в1

Q_в2 S₃ⁱ

8,08+j3,83

R/2

 

Х/2

 

3.019 + j0.805 S₃

 

 

S₂ⁱ =8,08 + j3,83+ (6,42+j6,12) = 8,12 +j3,87

S₃ⁱ = 3,019 +j0,805+ (2,14+j1,04) = 3,02+j0,806

 

S₁ = S₂ⁱ + S₃ⁱ – jQ_в = 11,14+j2,106

 

S₁ⁱ = 11,14+j2,106 + (6,42+j6,12) = 11,2+j2,17

 

S_c = S₁ⁱ +(- jQ_в) = 11,2+j1,063

 

Определение напряжения в точках сети

U₃ = 115 - = 114,32 кВ

U₂ = 114,32 - = 113,66 кВ

U₁ = 114,32 - = 114,26 кВ

 

Расчет сети в минимальном режиме

С 30 3 30 ПС 2

2 2,04+j1,28

110 кВ 4000

2,802+j1,611 10

 

1

 

 

3500 ПС 1

0,762+j0,331

S_рас1= 0,762 + j0,331 – j0,37 = 0,762 + j0,04

S_рас2= 2,04 + j1,28- j1,107 = 2,04+ j0,173

S₂ⁱ =2,04 + j0,173+ (6,42+j6,12) = 2,042 +j0,175

S₃ⁱ = 0,762 +j0,04+ (2,14+j1,04) = 0,763+j0,039

S₁ = S₂ⁱ + S₃ⁱ – jQ_в = 2,805 - j2,448

S₁ⁱ = 2,805 - j2,448 + (6,42+j6,12) = 2,81 - j2,44

S_c = S₁ⁱ +(- jQ_в) = 2,81+j3,55

 

Определение напряжения в точках сети в минимальном режиме

U₃ = 110 - = 109,63 кВ

U₂ = 109,63 - = 109,49 кВ

U₁ = 109,63 - = 109,61 кВ

 

Расчет сети в аварийном режиме

Анализ показывает, что наиболее тяжелой аварией считается повреждение линии на участке 3 – 2 в максимальном режиме.

С 30 3 30 ПС 2

2

115 кВ // 4000

 

1

 

 

3500 ПС 1

 

R/2 Х/2 R/2 Х/2

С Q_в1 3 2

Q_в3 Q_в3

Q_в1 ПС 2

Q_в2

8,08+j4.94

R/2

 

Q_в2 Х/2

 

1

ПС 1

3,019+j1,175

 

S_рас1= 3,019 + j1,175 – j0,37 = 3,019 + j0,805

S_рас2= 8,08 + j4,94- j0,55 = 8,08+ j4,39

S₂ⁱ =8,08 + j4,39+ (12,84+j12,24) = 8,16 +j4,47

S₃ⁱ = 3,019 +j0,805+ (2,14+j1,04) = 3,02+j0,806

 

S₁ = S₂ⁱ + S₃ⁱ – jQ_в = 11,18+j3,25

 

S₁ⁱ = 11,18+j3,25 + (6,42+j6,12) = 11,25+j3,31

 

S_c = S₁ⁱ +(- jQ_в) = 11,25+j2,206

 

U₃ = 115 - = 114,25 кВ

U₂ = 114,25 - = 112,87 кВ

U₁ = 114,25 - = 114,18 кВ

 

Выбор отпаек на трансформаторе ПС 2

 

U_max=113.66 R_т/2 Х_т/2 S_max/2

S_пр S₂ S₁

U_min=109.49 4,02+j2,38

2ΔS_xx

S₁ R_т/2 Х_т/2 S_min/2

2ΔР_ст 2ΔQ_ш 1,006+j0,55

 

 

ТДН 10000 ± 1,77% в нейтрале ВН

U₂ⁱ_max = 113.66 - = 112.07 кВ

U₂ⁱ_min = 109.49 - = 109.1 кВ

MAX MIN

U_ф = 10,5 кВ U_ф = 10,0 кВ

К_тж = U₂ⁱ_max / U_ф = 10,67 К_тж = 10,91

К_то = 115/11 = 10,45

n_ж% = 100

n_ж% = 2,1 % n_ж% = 4,4 %

n_ст= 2* 1% n_ст= 4* 1%

k_тд = К_то *1- = 10,66 k_тд = К_то *1- = 10,9

U_2д = U₂ⁱ_max / k_тд = 10,51 кВ U_2д = U₂ⁱ_max / k_тд = 10 кВ

Вывод: полученные напряжения близки к желаемым.

 

 

Электрический расчёт распределительной сети 10 кВ с двусторонним питанием

 

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДОПУСТИМОЙ ПОТЕРИ НАПРЯЖЕНИЯ В СЕТИ

 

Отклонения напряжения и их влияние на работу приемников электроэнергии. Электрическая нагрузка никогда не остается постоянной. Вследствие этого изменяется потеря напряжения в линии, а следовательно, напряжение у потребителя. Постепенные изменения напряжения, вызываемые изменениями нагрузки в течение суток и года, называются отклонениями напряжения в отличие от кратковременных понижений напряжения, происходящих, например, при пусках короткозамкнутых электродвигателей.

Отклонение напряжения — это алгебраическая разность между напряжением в данной точке при данном режиме и номинальным напряжением сети. Отклонения напряжения выражают в вольтах или в процентах от номинального напряжения сети. Отклонения напряжения влияют на работу приемников электроэнергии. Наиболее чувствительны к ним осветительные потребители, и в первую очередь широко распространенные в сельском хозяйстве лампы накаливания.

 

Таблица 3.1-технические характеристики трансформаторов

Элемент установки	обозначение	На наиболее удаленном ТП	На ближайшем ТП
При нагрузке
Шины напряжением 10 кВ	∆Vш 10
Сеть напряжением 10 кВ	∆U10	-4	-1
Тр/тор напряжением 10/0,4 кВ	надбавки	∆Vтх	+7,5	+7,5	+5	+5
потери	∆Uт	-4	-1	-4	-1
Сеть напряжением 0,38 кВ	∆U0,38	-4,5		-6
потребитель	∆Vп	-5	+5,5	-5	+4

 

 

0 % 10 кВ +7,5% 0,38 кВ

ΔUт=4% ΔUт=4,5%

a b

+5%

0,38 кВ

c

ΔUт=6%

 

 

d

Для наиболее удалённого ТП задаются надбавкой трансформатора, равной +7,5%. Тогда суммарная допустимая потеря напряжения в сети напряженим 10 и 0,38 кВ составит:

ΔUт = +7,5-4-(-5) = 8,5%

Отклонение напряжения у ближайшего к трансформаторному пункту потребителя:

ΔVп = -1+7,5-1 = 5,5~ +5 %

У ближайшего трансформаторного пункта принимаем надбавку +5%, тогда

ΔUтd = +5-4-(-5) = +6%

ΔUтc = +5-1< = +4