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

Smax = 8,049+j4,34

SН2=

SН2= 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.

SН1= = 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

SН1= 3,16* 0,7= 2,26 кВА

SН2= 9,14 * 0,7= 6,53 кВА

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

и проверяем на аварийную перегрузку.

Для ПС №1

MАВ = *100 = *100 = 126 % ≤ 140 %, проходит.

 

Для ПС №2

 

MАВ = *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 – UВН; UСН; UНН, потери холостого хода – ΔPХХ и короткого замыкания - ΔP к.з., напряжение короткого замыкания UК.З. и ток холостого хода IХХ), 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:

 

Rт = Ом, (2.3)

 

Где ΔРкз - потери короткого замыкания, кВт;

Uн - высшее номинальное напряжение, кВ;

Sн - номинальная мощность, кВА.

 

Для ПС №2.

 

= = 3.84 Ом

Для ПС №1.

 

= = 21,3 Ом

 

Индуктивное сопротивление

Xт = Ом, (2.4)

 

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

В трансформаторах мощностью 1000 кВА и выше можно принять, что Ur % = Uк %, так как в этих трансформаторах Xт > Rт .

 

Для ПС №2

 

= = 69,43 Ом

 

Для ПС №1

 

= = 254,1 Ом

 

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

ΔSст = ΔРст +j ΔQст

 

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

ΔQст – мощность намагничивающая сталь;

 

ΔQст= (2.6)

 

Для ПС №2

 

2 ΔРСТ = 2ΔРХХ = 2*14 = 0,028 МВт

 

2ΔQст= = 0,18 МВар

 

ΔSст = 0,028 + j 0,18

 

Для ПС №1

 

2 ΔРСТ = 2ΔРХХ = 2*5,5 = 0,011 МВт

 

2ΔQст= = 0,075 МВар

 

ΔSст = 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

SMIN 2= 0.25*8,049 + j4,34= 2,012+j1,085

 

И для ПС №1 минимальная нагрузка составит

 

SMIN1= 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 SНН приводим к стороне высшего напряжения.

Rт/2 Хт/2 Smax/2

Sпр S2 S1

4,02+j2,17

2ΔSxx

S1 Rт/2 Хт/2 Smin/2

           
     
 
 


2ΔРст 2ΔQш 1,005+j0,54

 
 

 


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

S1max = + ΔS = 4.02+ j2.17+ *(3.84+j69.43) = 4.026 + j2.38 (МВА)

S2 = S1max *2 = 8.052 + j4.76 (МВА)

Sпр.мах = S2 + 2 ΔSxx = 8.08+j4.94 (МВА)

2 ΔSxx = 0,028+ j0.18

Для ПС №2 в минимальном режиме

S1min = + ΔS = 1,005+ j0,54+ *(3.84+j69.43) = 1,006 + j0,55 (МВА)

S2 = S1min *2 = 2,012 + j1,1 (МВА)

Sпр.мin = S2 + 2 ΔSxx = 2.04+j1,28 (МВА)

Для ПС №1 в максимальном режиме

S1max = + ΔS = 1,5+ j 0,5+ *(21,3+j254,1) = 1,504 + j0,55 (МВА)

S2 = S1max *2 = 3,008 + j1,1 (МВА)

Sпр.мах = S2 + 2 ΔSxx = 3,019+j1,175 (МВА)

2 ΔSxx = 0,011+ j 0.075

Для ПС № 1 в минимальном режиме

S1min = + ΔS = 0,375+ j0,125+ *(21,3+j254,1) = 0,3753 + j0,1283 (МВА)

S2 = S1min *2 = 0,7506 + j0,256 (МВА)

Sпр.мin = S2 + 2 ΔSxx = 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

SН = = 12,67 (МВА)

Imax = = 63 A

Fэ = 63/1,1*2 = 28,64 А/мм2

Выбираем АС 35/6,2 где Iдоп = 175 А > Imax

По нагреву проходит, по короне нет

Выбираем АС 70/11 Iдоп = 265 А

Линия 3 – 1

SН = = 3,24 (МВА)

Imax = = 16,26 A

Fэ = 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

SН = = 9,47 (МВА)

Imax = = 47,8 A

Fэ = 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 Дср = 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 Qв допустимо определять по номинальному напряжению линии Uн т.е.

Qв = U В (2.2)

При Uн – в кВ, В – в См, размерность Qв = в т.квар.

 

 

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

 

R/2 Х/2 R/2 Х/2

С Qв1 3 2

Qв3 Qв3

Qв1 ПС 2

Qв2

8,08+j4.84

R/2

 
 

 


Qв2 Х/2

               
   
   
 
       
 
 
 

 


1

ПС 1

3,019+j1,175

 

Sрас1= 3,019 + j1,175 – j0,37 = 3,019 + j0,805

Sрас2= 8,08 + j4,34- j1,107 = 8,08+ j3,83

 

 

R/2 Х/2 S2i R/2 Х/2

Sc S1i Qв1 3 S2

Qв3

Qв1

Qв2 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 – jQв = 11,14+j2,106

 

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

 

Sc = S1i +(- jQв) = 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

Sрас1= 0,762 + j0,331 – j0,37 = 0,762 + j0,04

Sрас2= 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 – jQв = 2,805 - j2,448

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

Sc = S1i +(- jQв) = 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 Qв1 3 2

Qв3 Qв3

Qв1 ПС 2

Qв2

8,08+j4.94

R/2

 
 

 


Qв2 Х/2

               
   
   
 
       
 
 
 

 


1

ПС 1

3,019+j1,175

 

Sрас1= 3,019 + j1,175 – j0,37 = 3,019 + j0,805

Sрас2= 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 – jQв = 11,18+j3,25

 

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

 

Sc = S1i +(- jQв) = 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

 

Umax=113.66 Rт/2 Хт/2 Smax/2

Sпр S2 S1

Umin=109.49 4,02+j2,38

2ΔSxx

S1 Rт/2 Хт/2 Smin/2

           
     
 
 


2ΔРст 2ΔQш 1,006+j0,55

 
 

 

 


ТДН 10000 ± 1,77% в нейтрале ВН

U2imax = 113.66 - = 112.07 кВ

U2imin = 109.49 - = 109.1 кВ

MAX MIN

Uф = 10,5 кВ Uф = 10,0 кВ

Ктж = U2imax / Uф = 10,67 Ктж = 10,91

Кто = 115/11 = 10,45

nж% = 100

nж% = 2,1 % nж% = 4,4 %

nст= 2* 1% nст= 4* 1%

kтд = Кто *1- = 10,66 kтд = Кто *1- = 10,9

U2д = U2imax / kтд = 10,51 кВ U2д = U2imax / kтд = 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

 





Читайте также:
Перечень актов освидетельствования скрытых работ и ответственных конструкций по видам работ: При освидетельствовании подготовительных работ оформляются следующие акты...
Ограждение места работ сигналами на перегонах и станциях: Приступать к работам разрешается только после того, когда...
Основные идеи славянофильства: Славянофилы в своей трактовке русской истории исходили из православия как начала...
Восстановление элементов благоустройства после завершения земляных работ: Края асфальтового покрытия перед его восстановлением должны...

Рекомендуемые страницы:


Поиск по сайту

©2015-2020 poisk-ru.ru
Все права принадлежать их авторам. Данный сайт не претендует на авторства, а предоставляет бесплатное использование.
Дата создания страницы: 2016-04-27 Нарушение авторских прав и Нарушение персональных данных


Поиск по сайту:

Обратная связь
0.086 с.