Выбор комплектных трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ для использования в качестве потребительских подстанций (с указанием предприятия-производителя комплектной трансформаторной подстанции)

↑

▷ Содержание

⇐ ПредыдущаяСтр 3 из 7Следующая ⇒

Для подстанций 10/0,4 кВ выбираем трехфазные двухобмоточные масляные трансформаторы типа ТМГ. На каждой подстанции устанавливаем по одному трансформатору.

Выбор силовых трансформаторов сводим в таблицу 5.

Условие выбора (при установке одного трансформатора):

S_т > S_н (мощность трансформатора больше максимальной нагрузки).

Таблица 5 – Выбор силовых трансформаторов

Таблица 6 – Технические данные трансформаторов распределительной сети

В качестве КТП используем Модульные комплектные трансформаторные подстанции 10/0,4 кВ серии "SKP" производителя ЗАО Таврида Электрик.

Модульная комплектная трансформаторная подстанция (КТПМ) 6(10)/0,4 кВ серии SKP позволяет решать поставленные задачи даже в самых суровых климатических условиях, а возможность быстрого ее демонтажа и перемещения в случае изменение месторасположения потребителей максимальных нагрузок позволит сократить расходы на прокладку новых кабельных или воздушных ЛЭП.

Трансформаторные подстанции поставляются на место установки с полностью смонтированными в пределах модуля главными и вспомогательными цепями. Это позволяет в значительной мере сократить сроки и объем работ, необходимых для ввода подстанции в эксплуатацию. Модуль КТПМ имеет цельную универсальную раму-основание, которая дает возможность устанавливать его непосредственно на грунте, бетонной или асфальтовой площадке, ленточном или свайном фундаменте. Такая установка КТПМ дает возможность быстрого ее демонтажа и перемещения на новое место эксплуатации. КТПМ SKP обладают гибкой архитектурой конструкции, что позволяет изготавливать модули в широком диапазоне типоразмеров. Габаритные размеры модулей всего диапазона типоразмеров позволяют беспрепятственно транспортировать их как автомобильным, так и железнодорожным транспортом.

1.7 Предварительный выбор проводов питающих линий и распределительной сети (по области применения, по экономической плотности тока, по нагреву, по нормативным требованиям к механической прочности, по условиям короны и радиопомех)

Выбор сечений проводов производится по экономической плотности тока в соответствии с п. 1.3.36 ПУЭ.

Выбор проводов распределительной сети 10 кВ.

Сначала определяем ток нагрузки на участке фидера по формуле:

I=S_нагр/U_ном√3, А                                                                  (6)[5]

где S_нагр – мощность нагрузки на участке, кВА

     U_ном – номинальное напряжение участка сети, кВ

Расчетное сечение провода рассчитаем по формуле:

F=I_нагр/γ_эк мм²                                                                                                                                        (7)[5]

где I_нагр – ток, протекающий по участку провода, А

      γ_эк – нормированное значение экономической плотности тока, А/мм²

Экономическая плотность тока γ_эк принимается в зависимости от времени использования наибольшей нагрузки Т_макс в соответствии с таблицей п. 1.3.36 ПУЭ.

Для Т_макс. = 4100ч принимаем γ_эк = 1,1.

Полученное расчетом сечение округляется до ближайшего стандартного (F_станд = 35,50,70,95,120,150), окончательно выбранное сечение должно отвечать требованиям ПУЭ (условие механической прочности). В соответствии с этими требованиями минимальное допустимое сечение проводов в сети 10 кВ для II района по гололеду составляет 35/6,2, для III района по гололеду – 50/8.

Выбираем сталеалюминевые провода марки АС.

Расчет проводов распределительной сети сведем в таблицу 7.

Таблица 7 – Расчет и выбор проводов ВЛ-10 кВ

продолжение таблицы 7

В таблицу 8 занесем технические данные выбранных марок проводов.

Таблица 8 – Технические данные проводов ВЛ-10 кВ

Выбор проводов ВЛ-35 кВ.

Рассчитаем ток линии в режиме наибольших нагрузок на пятый год эксплуатации по формуле:

I₅ =S_мах/U_ном√3, А                                                                   (8)[5]

где  S_нагр – максимальная нагрузка, кВА

       U_ном – номинальное напряжение, кВ

I₅ = 6010 / 37,5•√3 = 92,53 (А)

Вычисляем расчетный ток линии по формуле:

I_р = I₅• α_i • α_т, А                                                                 (9)[5]

где α_i – коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии, α_i = 1,05

α_т – коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки T_мах и коэффициент ее попадания в максимум энергосистемы k_м.

I_р = 92,53 • 1,05 • 1,5 = 145,7 (А)

Расчетное сечение провода рассчитаем по формуле:

F=I_р/γ_эк мм²                                                                                                                                   (10)[5]

где   I_р – расчетный ток линии, А

γ_эк – нормированное значение экономической плотности тока, А/мм²

F = 145,7 / 1,1 = 132,4 (мм²)

Полученное расчетом сечение округляется до ближайшего стандартного (F_станд = 70,95,120,150), окончательно выбранное сечение должно отвечать требованиям ПУЭ (условие механической прочности). В соответствии с этими требованиями минимальное допустимое сечение проводов в сети 35 кВ для двухцепных ВЛ составляет АС-120/19.

Принимаем двухцепную ВЛ-35 кВ с проводом АС-120/19.

Расчёт потерь напряжения в распределительной сети и выбор сечения проводов распределительной сети с учетом потерь напряжения и регулирующих возможностей потребительских комплектных трансформаторных подстанций

Выбранные провода необходимо проверить по потере напряжения по условию

∆U_доп > ∆U_факт, В                                                                         (11)[3]

где ∆U_доп – допустимая потеря напряжения в линии, В.           

∆U_факт – фактическая потеря напряжения в линии, В.

Потери напряжения в проводах определяются по формуле:

∆U= 3•I_уч•l_уч•(r_ocosφ+x_osinφ), В                                               (12)[3]

где I_{уч –} ток на участке фидера, А

      l_{уч -} длина участка, км

  r_{o –} удельное активное сопротивление провода, Ом/км

      x_o – удельное индуктивное сопротивление провода, Ом/км

      cosφ=0,86 – коэффициент активной мощности

      sinφ=0,51 – коэффициент реактивной мощности

Результаты расчета сводим в таблицу 9.

Таблица 9 – Расчет потерь напряжения по ВЛ-10 кВ

Продолжение таблицы 9

Допустимая потеря напряжения для распределительной сети составляет 8% от номинального (840 В).

Потери напряжения в ВЛ-10 кВ не превышают допустимого значения по каждому фидеру.

Разработка схемы замещения питающей сети и районной трансформаторной подстанции. Окончательный выбор трансформаторов районной трансформаторной подстанции с учетом необходимого диапазона работы устройств регулирования под нагрузкой

Для провода воздушной линии 35 кВ:

- максимальная мощность нагрузки S_maх= 6010 кВА;

- минимальная мощность нагрузки S_min= 1960 кВА;

- номинальное напряжение U_ном=35 кВ;

- длина линии – lуч = 12 км.

Рисунок 3 – Схема замещения линия – трансформатор 35 кВ

Считая неизменными коэффициенты мощности cosj = 0,82 и sinj = 0,57 выразим нагрузки в комплексном виде:

В режиме максимальных нагрузок.

Активная нагрузка:

Р₁ = S_нагр  • cosφ, кВт                                                                    (13)[3]

где S_нагр  - расчетная нагрузка, кВА

 cosφ – коэффициент мощности

 Р₁ = 6010 • 0,82 = 4928,2 (кВт)

Реактивная нагрузка:

Q₁ = S_нагр • sinφ, кВАр                                                                (14)[3]

где S_нагр  - расчетная нагрузка, кВА

Продолжаем расчет:

Q₁ = 6010 • 0,57 = 3425,7 (кВАр)

S₁ = Р₁ + ј Q₁ = 4928,2 + ј 3425,7 (кВА)

Принимая неизменный cosφ, получим в режиме минимальных нагрузок:

Р₂ = 1960 • 0,82 = 1607,2 (кВт)

Q₂ = 1960 • 0,57 = 1117,2 (кВАр)

S₂ = Р₂ + ј Q₂ = 1607,2 + ј 1117,2 (кВА)

Определим потери мощности в трансформаторе.

Активные потери:

, кВт                                                               (15)[3]

где  Р₁, Q₁ – в режиме максимальных нагрузок

 U – напряжение на шинах ВН, кВ

 R_тр – активное сопротивление трансформатора, Ом

(кВт)

Реактивные потери:

, кВАр                                                        (16)[3]

где  Р₁, Q₁ – в режиме максимальных нагрузок

 Х_тр – реактивное сопротивление трансформатора, Ом

(кВАр)

Мощность, входящая на обмотку 35 кВ составит:

S_35-1 = Р₁ + ∆ Р_тр1 + ј (Q₁ + ∆ Q_тр1), кВА                               (17)[3]

где Р₁ Q₁ – активная (реактивная) нагрузка

 ∆ Р_тр1 ∆ Q_тр1 – активные (реактивные) потери мощности в трансформаторе

S_35-1 = 4928,2 + 43,1 + ј (3425,7 + 449,6) = 4971,3 + ј 3875,3 (кВА)

Мощность, поступающая в трансформатор в режиме максимальных нагрузок:

S_тр1 = Р_35-1 + ∆ Р_хх + ј (Q_35-1 + ∆ Q_хх), кВА                                 (18)[3]

где  Р_35-1Q_35-1 – активная (реактивная) мощность, входящая на обмотку 35 кВ

 ∆ Р_хх ∆ Q_хх – активные (реактивные) потери холостого хода

S_тр1 = 4971,3 +9,25+ ј (3875,3+57) = 4980,55 + ј 3932,3 (кВА)

Для линии 35 кВ активное сопротивление линии:

R_л=r₀•L, Ом                                                                           (19)[3]

Продолжаем расчет:

где  r₀ – удельное активное сопротивление, Ом/км

 L – длина линии, км

R_л = 0,249•12 = 2,99 (Ом)

Удельное индуктивное сопротивление линии:

Х_л=х₀•L, Ом                                                                          (20)[3]

где х₀ – удельное активное сопротивление, Ом/км

      L – длина линии, км

Продолжаем расчет:

Х_л =0,414•12= 4,97 (Ом)

Определяем зарядную мощность линии.

                                                               (21)[3]

где В – проводимость линии, См

      B=b_o•l₃₅, См

                   (22)[3]

Для всей линии получим

В=3,24•10^-6•12 =38,88•10^-6 (См)

Продолжаем расчет:

Q_В=38,88²•58,32•10^-6•10³=45,48(кВАр)

      Зарядную мощность прикладываем по концам схемы замещения линии поровну

(кВАр)

Мощность конца звена линии:

S^//_л1 = Р_тр1 + ј (Q_тр1 - Q _в1), кВА                                                  (23)[3]

Поясняем значения формулы:

где Р_тр1 Q_тр1 – активная (реактивная) нагрузка, входящая на обмотку 35 кВ

Q _в1 – зарядная мощность, кВАр

S^//_л1 = 4980,55 + ј (3932,3 - 45,48) = 4980,55 + ј 3977,7 (кВА)

Потери мощности в линии:

∆ S_л1= ((Р^//2_л1 + Q^//2_л1)/U²)•R_л•10 ^-3 + ј((Р^//2_л1 + Q^//2_л1)/U²)•Х_л•10 ^-3, кВА (24)[3]

где   Р^//_л1 Q^//_л1 – активная (реактивная) мощность конца звена линии

 U – напряжение на шинах ВН, кВ

R_л – активное сопротивление линии, Ом

Х _л – реактивное сопротивление линии, Ом

∆ S_л1=((4980,55²+3977,7²)/34,2²)•2,99•10^-3+ј((4980,55²+3977,7²)/34,2²)•4,97•10^-3 = 2,7 + ј 1,5 (кВА)

Продолжаем расчет:

Мощность начала звена линии:

S ^/_л1 = 4980,55 + 2,7 + ј (3977,7 + 1,5) = 4983,25 + ј 3979,2 (кВА)

Мощность, поступающая в линию из системы:

S _с1 =4983,25 + ј (3979,2 + 22,74) = 4983,25 + ј 4001,9 (кВА)

= 6391,2 (кВА)

cos φ₁ = 4983,25/6391,2 = 0,77

КПД электропередачи 35 кВ рассчитывается как отношение мощности на выходе к активной мощности поступающей в систему:

=77,9 %

Аналогичный расчет проведем для режима минимальных нагрузок:

 (кВт)

(кВАр)

S_35-2 =1607,2 + 1,49 + ј (1117,2 + 15,6) =1608,69 + ј 1132,8 (кВА)

S_тр2 = 1608,69 + 9,25 +ј (1132,8 + 57) = 1617,94 + ј 1189,8 (кВА)

S^//_л2 = 1617,94 + ј (1189,8 – 45,48) = 1617,94 + ј 1235,2 (кВА)

∆S_л2=((1617,99²+1235,2²)/37,5²)•2,99•10^-3+ј((1617,99²+1235,2²)/37,5²)•4,97•10^-3= 0,2+ ј 0,3 (кВА)

Продолжаем расчет:

S ^/_л2 = 1617,99 + 0,2 + ј (1235,2 + 0,3) = 1618,14 + ј 1235,5 (кВА)

S _с2 = 1618,14 + ј (1235,5 +22,74) = 1618,14 + ј 1258,2 (кВА)

= 2049,79 (кВА)

cos φ₂  = 1618,14/2049,79 = 0,78

= 78,4 %

При расчете падения напряжения в линии мы учитываем только продольную составляющую. Поперечная составляющая учитывается при расчете ВЛ-220 кВ и выше.

   ΔU = ,кВ                                                                        (25)[3]    

где Р – активная нагрузка, кВт;

Q – реактивная нагрузка, квар;

U – номинальное напряжение, кВ;

R – активное сопротивление линии, Ом;

X – индуктивное сопротивление линии, Ом.

ΔU_макс = = 0,908 (кВ)       

ΔU_мин = = 0,271 (кВ) 

Для регулирования напряжения на РТП используется устройство регулирования под нагрузкой (РПН), включенное со стороны высокого напряжения на трансформаторе ТМН-6300/35. 

Пределы регулирования напряжения составляют ± 8 х 1,5 % номинального напряжения.

Расчет проведем для максимального и минимального режимов.

В режиме максимальных нагрузок напряжение источника питания – 34,2 кВ, на шинах ВН ПС величина напряжения с учетом потерь ВЛ – 35 кВ:

U_{В мах} = 34,2 – 0,9 = 33,3 (кВ)

В режиме минимальных нагрузок напряжение источника питания – 37,5 кВ, на шинах ВН ПС величина напряжения с учетом потерь ВЛ – 35 кВ:

U_{В мin} = 37,5 – 0,27 = 37,23 (кВ)

Расчет представим в таблице 10.

Потери напряжения в трансформаторе:

                                                     (26)[3]

где  Р – активная нагрузка, кВт

Q – реактивная нагрузка, кВар

R – активное сопротивление трансформатора, Ом

X – индуктивное сопротивление трансформатора, Ом

U_ВН – напряжение на шинах ВН, кВ

Приведение напряжения стороны НН:

U_HH = U_BH - DU_T, кВ                                                                   (27)[3]

где U_BH – напряжение на шинах ВН, кВ

DU_T – потери напряжения в трансформаторе, кВ

Номер отпайки РПН:

                                                                              (28)[3]

где U_НH – приведенное напряжение стороны НН, кВ

U_Н – номинальное напряжение, кВ

Коэффициент трансформации:

                                                             (29)[3]

Поясняем значения формулы:

где U_НH – номинальное напряжение стороны НН = 10,5 кВ

N – номер стороны РПН

DU_СТ – ступень регулировки

Действительное напряжение на шинах НН:

                                                                                (30)[3]

где U_НH – приведенное напряжение стороны НН, кВ

К_Т – коэффициент трансформации

Отклонение напряжения:

                                                                 (31)[3]

где U_Н – действительное напряжение НН, кВ

U_НH – напряжение стороны НН = 10,5 кВ

Таблица 10 – Выбор ответвлений трансформаторов

Познавательные статьи:



Организация работы процедурного кабинета

Статус республик в составе РФ

Понятие финансов, их функции и особенности

Сущность демографической политии