Выбор трансформаторов на подстанции

метки: Трансформатор, График, Предприятие, Мощность, Нагрузка, Замыкание, Потеря, Выбор

Величайшие задачи, решаемые энергетиками, состоят в непрерывном увеличении объектов производства, в сокращении сроков и реконструкции старых, уменьшение удельных капиталовложений, в сокращении удельных расходов топлива, повышении производительности труда, в увеличении структуры производства электроэнергии и т.д.

Электростанциями называются предприятия или установки, предназначенные для производства электроэнергии. Важную роль выполняют электрические подстанции, предназначенные для преобразования и распределения электрической энергии.

Курсовой проект состоит из таких разделов, как построение графиков нагрузок; технико-экономические показатели, определяемые из графиков нагрузки, выбор силового трансформатора и трансформатора собственных нужд, выбора и обоснования электрической схемы подстанции, выбора марки и сечения проводов линий ВН и НН, проверка сечений проводов, расчет токов короткого замыкания, выбор электрических аппаратов и т.д.

ЗАДАНИЕ НА РАЗРАБОТКУ ПРОЕКТА

Дисциплина — «Электрические станции и подстанции»

ХХХХХХХХХХХХХ

Подстанция тупиковая напряжением 35/10 связана с энергосистемой двухцепной воздушной линией напряжением 35 кВ, длиной 40 км. Мощность короткого замыкания на шинах системы(S_к.з ) 800 МВ·А.

Характеристики потребителей электрической энергии подстанции:

№ п\п	Наименование потребителя	Максимальная мощность, МВт	Расположение проводов, м	коэффициент мощности cosц	Кол-во линий, шт.
1	Предприятие цветной металлургии	10	треугольное, 2,5	0,83	5
2	Предприятие черной металлургии	8	треугольное, 2,5	0,80	3
3	Предприятие текстильной промышленности	1	треугольное, 2,5	0,78	2
4	Предприятие химической промышленности	6	треугольное, 2,5	0,79	2
5	Предприятие бумажной промышленности	5	треугольное, 2,5	0,83	2

1. ПОСТРОЕНИЕ ГРАФИКОВ НАГРУЗКИ ПОДСТАНЦИИ

1.1 Суточные графики нагрузок потребителей

Фактический график нагрузки может быть получен с помощью регистрирующих приборов, которые фиксируют изменения соответствующего параметра во времени.

В данном курсовом проекте дана проходная подстанция напряжением 110/10кВ, связанная с энергосистемой двухцепной воздушной линией напряжением 110 кВ, длиной 110 км.

Мощность короткого замыкания на шинах системы S _к.з =1000 МВ*А, а также следующие наименования потребителей:

• Предприятие черной металлургии;
• Предприятие цветной металлургии;
• Предприятие текстильной промышленности;
• Предприятие химической промышленности;
• Предприятие бумажной промышленности

С максимальными мощностями соответственно 10, 9, 4, 8, 8 МВт. Напряжение этих пяти объектов составляет 10 кВ. Для каждого предприятия, по условию, дан коэффициент мощности cosц, равный:

1) Cosц = 0,82 (Предприятие черной металлургии)

2) Cosц = 0,83 (Предприятие цветной металлургии)

3) Cosц = 0,78 (Предприятие текстильной промышленности)

4) Cosц = 0,79 (Предприятие химической промышленности)

5) Cosц = 0,83 (Предприятие бумажной промышленности)

Количество линий, питающих данное предприятие, соответственно равны 4, 4, 2, 4, 6.

Кроме P _max , для построения графика необходимо знать характер изменения нагрузки потребителя во времени, который можно определить из данных в курсовом проекте типовых графиков силового максимума в процентах в течение суток (зима, лето).

Для удобства расчетов график выполняется ступенчатым. Наибольшая возможная за сутки нагрузка принимается за 100%, а остальные ступени графика показывают относительное значение нагрузки для данного времени суток.

При известномP _max можно перевести типовой график в график нагрузки данного потребителя, то есть для выше указанных предприятий, используя соотношение для каждой ступени графика:

P _ст = n%·P_max / 100

где n% — ордината соответствующей ступени типового графика, в %. В данном курсовом проекте нам даны суточные типовые графики нагрузки предприятий (зима, лето), которые переводим в пять графиков нагрузки P(t) предприятий, используя выше указанную формулу, а вычисленные данные заносим в таблицы.

Для примера, вычислим значение ступени 0-1 часа для предприятия черной металлургии, максимальная потребляемая мощность составляет 10 МВт.

Р _0-1 = n% •P_max / 100 = 99%

• 10/100 = 9,9 МВт.

Аналогично, выполняем расчеты, для каждого отдельного часа и предприятия.

Таблица 1.1 — Расчеты зимнего графика предприятия черной металлургии.

0-1	1-2	2-3	3-4	4-5	5-6	6-7	7-8	8-9	9-10	10-11	11-12	t, час
99	98	98	99	100	100	100	100	100	99	99	100	%
9,9	9,8	9,8	9,9	10	10	10	10	10	9,9	9,9	10	P i
12-13	13-14	14-15	15-16	16-17	17-18	18-19	19-20	20-21	21-22	22-23	23-24	t, час
100	100	100	100	100	99	99	100	100	100	99	99	%
10	10	10	10	10	9,9	9,9	10	10	10	9,9	9,9	P i

Таблица 1.2 — Расчеты летнего графика предприятия черной металлургии.

0-1	1-2	2-3	3-4	4-5	5-6	6-7	7-8	8-9	9-10	10-11	11-12	t, час
85	80	80	85	90	90	90	90	90	85	85	90	%
8,5	8	8	8,5	9	9	9	9	9	8,5	8,5	9	P i
12-13	13-14	14-15	15-16	16-17	17-18	18-19	19-20	20-21	21-22	22-23	23-24	t, час
90	90	90	90	90	80	80	90	90	90	85	85	%
9	9	9	9	9	8	8	9	9	9	8,5	8,5	P i

Таблица 1.3 — Расчеты зимнего графика предприятия цветной металлургии.

0-1	1-2	2-3	3-4	4-5	5-6	6-7	7-8	8-9	9-10	10-11	11-12	t, час
80	80	80	80	80	80	100	100	100	100	100	100	%
7,2	7,2	7,2	7,2	7,2	7,2	9	9	9	9	9	9	P i
12-13	13-14	14-15	15-16	16-17	17-18	18-19	19-20	20-21	21-22	22-23	23-24	t, час
100	100	100	100	100	100	80	80	80	80	80	80	%
9	9	9	9	9	9	7,2	7,2	7,2	7,2	7,2	7,2	P i

Таблица 1.4 — Расчеты летнего графика предприятия цветной металлургии.

0-1	1-2	2-3	3-4	4-5	5-6	6-7	7-8	8-9	9-10	10-11	11-12	t, час
65	65	65	65	65	65	65	90	90	90	90	90	%
5,85	5,85	5,85	5,85	5,85	5,85	5,85	8,1	8,1	8,1	8,1	8,1	P i
12-13	13-14	14-15	15-16	16-17	17-18	18-19	19-20	20-21	21-22	22-23	23-24	t, час
90	90	90	90	90	75	75	75	65	65	65	65	%
8,1	8,1	8,1	8,1	8,1	6,75	6,75	6,75	5,85	5,85	5,85	5,85	P i

Таблица 1.5 — Расчеты зимнего графика предприятия текстильной промышленности

0-1	1-2	2-3	3-4	4-5	5-6	6-7	7-8	8-9	9-10	10-11	11-12	t, час
60	51	38	38	45	55	70	80	85	70	50	45	%
2,4	2,04	1,52	1,52	1,8	2,2	2,8	3,2	3,4	2,8	2,0	1,8	P i
12-13	13-14	14-15	15-16	16-17	17-18	18-19	19-20	20-21	21-22	22-23	23-24	t, час
40	40	60	70	80	90	100	100	95	85	80	70	%
1,6	1,6	2,4	2,8	3,2	3,6	4	4	3,8	3,4	3,2	2,8	P i

Таблица 1.6 — Расчеты летнего графика предприятия текстильной промышленности

0-1	1-2	2-3	3-4	4-5	5-6	6-7	7-8	8-9	9-10	10-11	11-12	t, час
55	38	25	25	25	38	45	63	69	63	45	45	%
2,2	1,52	1,0	1,0	1,0	1,52	1,8	2,52	2,76	2,52	1,8	1,8	P i
12-13	13-14	14-15	15-16	16-17	17-18	18-19	19-20	20-21	21-22	22-23	23-24	t, час
38	38	45	55	55	59	68	78	84	84	73	60	%
1,52	1,52	1,8	2,2	2,2	2,36	2,72	3,12	3,36	3,36	2,92	2,4	P i

Таблица 1.7 — Расчеты зимнего графика предприятия химической промышленности

0-1	1-2	2-3	3-4	4-5	5-6	6-7	7-8	8-9	9-10	10-11	11-12		t, час
50	50	50	50	50	50	100	100	100	100	100	100		%
4	4	4	4	4	4	8	8	8	8	8	8		P i
12-13	13-14	14-15	15-16	16-17	17-18	18-19	19-20	20-21	21-22	22-23	23-24		t, час
100	100	100	100	100	100	60	60	60	60	60	60		%
8	8	8	8	8	8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8	4,8		P i

Таблица 1.8 — Расчеты летнего графика предприятия химической промышленности

0-1	1-2	2-3	3-4	4-5	5-6	6-7	7-8	8-9	9-10	10-11	11-12	t, час
45	45	45	40	40	40	40	40	70	70	80	80	%
3,6	3,6	3,6	3,2	3,2	3,2	3,2	3,2	5,6	5,6	6,4	6,4	P i
12-13	13-14	14-15	15-16	16-17	17-18	18-19	19-20	20-21	21-22	22-23	23-24	t, час
90	90	90	90	45	45	45	45	45	45	45	45	%
7,2	7,2	7,2	7,2	3,6	3,6	3,6	3,6	3,6	3,6	3,6	3,6	P i

Таблица 1.9 — Расчеты зимнего графика предприятия бумажной промышленности

0-1	1-2	2-3	3-4	4-5	5-6	6-7	7-8	8-9	9-10	10-11	11-12	t, час
10	10	7	7	7	13	7	90	90	90	90	95	%
0,8	0,8	0,56	0,56	0,56	1,04	0,56	7,2	7,2	7,2	7,2	7,6	P i
12-13	13-14	14-15	15-16	16-17	17-18	18-19	19-20	20-21	21-22	22-23	23-24	t, час
95	4	4	95	90	95	100	100	100	12	7	9	%
7,6	0,32	0,32	7,6	7,2	7,6	8	8	8	0,96	0,56	0,72	P i

Таблица 1.10 — Расчеты летнего графика предприятия бумажной промышленности

0-1	1-2	2-3	3-4	4-5	5-6	6-7	7-8	8-9	9-10	10-11	11-12	t, час
7	7	3	3	3	3	7	7	7	85	85	85	%
0,56	0,56	0,24	0,24	0,24	0,24	0,56	0,56	0,56	6,8	6,8	6,8	P i
12-13	13-14	14-15	15-16	16-17	17-18	18-19	19-20	20-21	21-22	22-23	23-24	t, час
90	4	4	4	86	86	95	95	7	7	7	7	%
7,2	0,32	0,32	0,32	6,88	6,88	7,6	7,6	0,56	0,56	0,56	0,56	P i

На основании данных таблиц строим графики суточной нагрузки для всех выше указанных предприятий, где ось абсцисс — время в часах, а ось ординат — мощность в МВт.

1.2 Суммарные графики нагрузок потребителей

Эти графики определяем с учетом потерь мощностей в линиях и трансформаторах при распределении электроэнергии.

Суммируя значения мощностей графиков нагрузки пяти потребителей и потери распределения в электрических цепях в целом по энергосистеме, получаем результирующий график нагрузки электростанций энергосистемы (зима, лето).

Графики нагрузки генераторов энергосистемы получаем из графиков мощности (зима, лето), отпускаемых с шин, учитывая дополнительно расход электроэнергии: постоянные потери, потери на собственные нужды и переменные потери.

Определяем суммарная мощность шин подстанции:

P ^? _{пс ( t )} =P_{( t )} + ? P_{пост .} + ? P_пер. + ?P_с.н.

где P _{( t )} — сумма мощностей, потребляемая пятью предприятиями данных промышленностей по определенному значению часа; ? P_пост. — постоянные потери, которые составляют 1% от P_max , где P_max выбирается максимальное значение ступени P_{( t )} , то есть ? P_пост. =0,01P_max ; ?P_с.н. — потери на собственные нужды, составляют 0,5% от P_max , то есть ?P_с.н. =0,005 P_max ; ? P_пер — переменные потери, зависящие от значения мощности каждой ступени и вычисляются по формуле:

? P _пер = P² _{( t )} / 10 * P_max

Вычислим потери для суммарных графиков (зима, лето).

Находим максимальное значение ступени для графика суммарной нагрузки (зима) P _max = 38,1 МВт, таблица 1.6.

P _{( t )} для первой ступени 0-1 час по таблицам 1.1-1.10 вычисляется:

P ₍₁₎ = 9,9+7,2+2,4+4+0,8 =24,3 МВт.

Аналогично выполняем вычисления для всех остальных ступеней каждого определенного часа согласно времени года (зима, лето).

? P _{пост.(зима)} =1% P_max =0,01 P_max =0,38 МВт.

?P _{с.н.(зима)} =0,5% P_max =0,005 P_max =0,19 МВт.

Вычислим значение переменных потерь для 1 — й ступени 0-1 часа.

? P _{пер.(зима)(1)} =24,3 ² / 10*38,1 = 1,55 МВт.

Для всех остальных ступеней каждого определенного часа и определенного сезона года (зима, лето) вычисления производим аналогично.

Затем вычисляем суммарную мощность, например для 1 — й ступени 0-1 часа:

P ^? _{пс (1)( зима )} =P₍₁₎ + ? P_{пост .} + ? P_пер. + ?P_с.н. = 24,3+0,38+1,55+0,19 = 26,42 МВт.

Таким же образом вычисляем значения остальных ступеней (зима), все вычисленные результаты вносятся в таблицу 1.6.

По такой же аналогии вычисляются значения для ступеней графика суммарной нагрузки (лето) и результаты заносятся в таблицу 1.7.

Таблица 1.11 — Суммарная нагрузка (зима).

0-1	1-2	2-3	3-4	4-5	5-6	6-7	7-8	8-9	9-10	10-11	11-12	Зима
24,3	23,84	23,08	23,18	23,56	24,44	30,36	37,4	37,6	36,9	36,1	36,4	P ( t )
0,38	? P пост
0,19	?P с.н
1,55	1,49	1,40	1,41	1,46	1,57	2,42	3,67	3,71	3,57	3,42	3,48	? P пер
26,42	25,33	24,48	24,59	25,02	26,01	32,78	41,07	41,31	40,47	39,52	39,88	P ? пс( t )
12-13	13-14	14-15	15-16	16-17	17-18	18-19	19-20	20-21	21-22	22-23	23-24	Зима
36,2	28,92	29,72	37,4	37,4	38,1	33,9	34,0	33,8	26,36	25,66	25,42	P ( t )
0,38	? P пост
0,19	?P с.н
3,44	2,20	2,32	3,67	3,67	3,81	3,02	3,03	3,00	1,82	1,73	1,70	? P пер
40,21	31,12	32,04	41,07	41,07	41,91	36,92	37,03	36,8	28,18	27,39	27,12	P ? пс( t )

Таблица 1.12 — Суммарная нагрузка (лето).

0-1	1-2	2-3	3-4	4-5	5-6	6-7	7-8	8-9	9-10	10-11	11-12	Лето
20,71	19,53	18,69	18,79	19,29	19,81	20,41	23,38	26,02	31,52	31,60	32,1	P ( t )
0,33	? P пост
0,17	?P с.н
1,3	1,16	1,06	1,07	1,13	1,19	1,26	1,66	2,05	3,01	3,02	3,12	? P пер
22,5	20,69	19,75	19,86	20,42	21,0	21,67	25,04	28,07	34,53	34,62	35,22	P ? пс( t )
12-13	13-14	14-15	15-16	16-17	17-18	18-19	19-20	20-21	21-22	22-23	23-24	Лето
33,02	26,14	26,42	26,82	29,78	27,59	28,67	30,07	22,37	22,37	21,43	20,91	P ( t )
0,33	? P пост
0,17	?P с.н
3,3	2,07	2,11	2,18	2,69	2,31	2,49	2,74	1,52	1,52	1,39	1,32	? P пер
36,82	28,21	28,53	29,0	32,47	29,9	31,16	32,81	23,89	23,89	22,82	22,23	P ? пс( t )

По результатам конечной суммы P _{?пс( t )} для сезонов года (зима, лето) строим графики суммарной нагрузки подстанции с учетом всех выше перечисленных потерь.

1.3 Годовой график по продолжительности нагрузок

Этот график показывает длительность работы установки в течение года с различными нагрузками. По оси ординат откладываем нагрузки в соответствующем масштабе, по оси абсцисс — часы года от 0 до 8760. Нагрузки на графике располагаем в порядке их убывания от P _max до P_min .

Построение годового графика по продолжительности нагрузок производится на основании известных суточных графиков нагрузки — зимнего (200 дней), и летнего (165 дней).

График по продолжительности нагрузок применяем в расчетах технико — экономических показателей установки, расчетах потерь электроэнергии, при оценке использования оборудования в течение года и т.п.

График годовой по продолжительности является проекцией суммарных графиков нагрузки (зима, лето).

1.4 Технико-экономические показатели установки

Площадь, ограниченная кривой графика по продолжительности нагрузок активной составляющей, численно равна энергии, произведенной или потребленной электроустановкой за рассматриваемый период (год).

Wп=

где P _i — мощность i- ступени графика, T_i — продолжительность ступени.

W _п(зима) =807,73 * 200=161546,61 МВт·ч;

W _п(лето) = 645,08 * 165=106437,61 МВт·ч;

W _п =267984,22 МВт*ч.

Средняя нагрузка установки за рассматриваемый период (год) равна:

P _ср = W_п / T

где T — длительность рассматриваемого периода; W _п — электроэнергия за рассматриваемый период (год).

P _ср = W_п / T= 267984,22 / 8760 = 30,59 МВт.

Степень неравномерности графика работы установки оценивают коэффициентом заполнения.

k _зап = W_п / P_{max пс}

• T

P _{max пс} выбирается максимальное значение с учетом потерь.

k _{зап(зима)} = W_п / P_{max пс} 8760=267984,22 / 8760

• 41,91=0,73

k _{зап(лето)} = W_п / P_{max пс} 8760= 267984,22 / 8760

• 36,82=0,83

Коэффициент заполнения графика нагрузки показывает, во сколько раз выработанное (потребленное) количество электроэнергии за рассматриваемый период (сутки, год) меньше того количества энергии, которое было бы выработано (потреблено) за то же время, если бы нагрузка установки все время была бы максимальной. Очевидно, что чем равномернее график, тем ближе значение k _зап к единице.

T _max = W_п / P_maxпс =P_ср

• T / P_maxпс = k_зап

• T

Эта величина показывает, сколько часов за рассматриваемый период T (обычно год) установка должна была бы работать с неизменной максимальной нагрузкой, чтобы выработать (потребить) действительное количество электроэнергии W _п за этот период времени.

T _{max ( зима )} = W_п / P_{max пс} = 267984,22 / 41,91 =6394,28 ч.

T _{max (лето)} = W_п / P_{max пс} =267984,22 / 36,82 = 7278,76 ч.

Переведем заданные коэффициенты мощности из косинусов в тангенсы, используя тригонометрические функции:

cosц ₁ = 0,82 Предприятие черной металлургии tgц₁ = 0,81

cosц ₂ = 0,83 Предприятие цветной металлургии tgц₂ = 0,80

cosц ₃ = 0,78 Предприятие текстильной промышленности tgц₃ = 0,84

cosц ₄ = 0,79 Предприятие химической промышленности tgц₄ = 0,80

cosц ₅ = 0,83 Предприятие бумажной промышленности tgц₅ = 0,80

Определим реактивную мощность потребителей в часы максимальных нагрузок по известным активным мощностям потребителей:

УQ = P _{1( t )}

• tgц₁ + P_{2( t )}

• tgц₂ + … + P_{i ( t )}

• tgц_i

где P _{1( t )} , P_{2( t )} — максимальное значение мощности, используемое в течение суток пяти предприятий, tgц_1, tgц₂ найдены выше.

УQ(зима)=31,48

УQ(лето)=28,45

tgц _ср — средневзвешенный коэффициент мощности на шинах подстанции.

tgц _ср = УQ / УP_{max пс}

УP _{max пс} — учитывается без потерь.

tgц _{ср(зима)} = УQ / УP_{max пс} = 31,48 / 38,1 = 0,826

tgц _{ср(лето)} = УQ / УP_{max пс} = 28,45 / 36,2 = 0,862

Полная мощность подстанции вычисляется по формуле:

S _max =P_{max пс} ·

S _{max (зима)} =41,91·= 54,36 МВ·А;

S _{max (лето )} =36,82

• = 31,72 МВ·А.

2. ВЫБОР КОЛИЧЕСТВА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПОДСТАНЦИИ

Число трансформаторов, устанавливаемых на подстанции, согласно заданию на разработку проекта и с учетом состава потребителей принимается равным двум.

Вычислим предварительную расчетную мощность трансформатора. Она вычисляется по формуле:

S _н.расч = S_max / k_ав = 54,36 / 1,4 = 38,83 МВ·А

коэффициент аварийной перегрузки, принимаем равным 1,4.

Предварительно принимаем трансформатор мощностью 40 МВ*А

Вычислим средневзвешенные коэффициенты каждого определенного часа для вычисления полной мощности по формуле:

tg ц _{св (i)} = P₁

• tg ц₁ + P₂

• tg ц₂ +…./

Например для 0-1 часа

tgц _св(1) =

Остальные средневзвешенные коэффициенты для всех остальных часов (24 ч.) рассчитываются аналогично.

tgцсв(1) = 0,809

tgцсв(2) = 0,770

tgцсв(3) = 0,808

tgцсв(4) = 0,770

tgцсв(5) = 0,782

tgцсв(6) = 0,771

tgцсв(7) = 0,750

tgцсв(8) = 0,772

tgцсв(9) = 0,774

tgцсв(10) = 0,775

tgцсв(11) = 0,780

tgцсв(12) = 0,770

tgцсв(13) = 0,775

tgцсв(14) = 0,775

tgцсв(15) = 0,777

tgцсв(16) = 0,776

tgцсв(17) = 0,775

tgцсв(18) = 0,774

tgцсв(19) = 0,783

tgцсв(20) = 0,765

tgцсв(21) = 0,774

tgцсв(22) = 0,774

tgцсв(23) = 0,785

tgцсв(24) = 0,771

Вычисляем полную мощность с учетом выше найденных средневзвешенных коэффициентов для каждого определенного часа, которая вычисляется по формуле:

S _{( t )} =P_{( t )} ·

Для 0-1 часа она будет составлять:

S _{1( t )} =26,42·= 33,98 МВ·А;

• Остальные полные мощности для всех остальных часов (24 ч.) рассчитываются аналогично.

S _{1( t )} =33,98 МВ·А;

S _{2( t )} =31,97 МВ·А;

S _{3( t )} =31,47 МВ·А;

S _{4( t )} =31,04 МВ·А;

S _{5( t )} =31,76 МВ·А;

S _{6( t )} =32,85 МВ·А;

S _{7( t )} =40,97 МВ·А;

S _{8( t )} =51,88 МВ·А;

S _{9( t )} =52,24 МВ·А;

S _{10( t )} =51,2 МВ·А;

S _{11( t )} =50,13 МВ·А;

S _{12( t )} =50,33 МВ·А;

S _{13( t )} =50,86 МВ·А;

S _{14( t )} =39,36 МВ·А;

S _{15( t )} =40,56 МВ·А;

S _{16( t )} =51,97 МВ·А;

S _{17( t )} =51,97 МВ·А;

S _{18( t )} =53,01 МВ·А;

S _{19( t )} =46,9 МВ·А;

S _{20( t )} =46,63 МВ·А;

S _{21( t )} =46,54 МВ·А;

S _{22( t )} =35,63 МВ·А;

S _{23( t )} =34,82 МВ·А;

S _{24( t )} =34,23 МВ·А;

3. РАСЧЕТ ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПЕРЕГРУЗОЧНУЮ СПОСОБНОСТЬ

На основании вычислений полных мощностей каждой ступени строится график, по которому можно провести анализ при выборе силового трансформатора.

При вычислении предварительной мощности трансформатора, учитывающий коэффициент аварийной перегрузки мы предварительно приняли силовой трансформатор мощностью 40 МВ·А. При данной мощности перегрузочная нагрузка длится 12 часов в сутки, при том перегрузочная нагрузка составляет 12,24 МВ·А.

3.1 Построение эквивалентного двухступенчатого графика нагрузки подстанции

При построении двухступенчатого графика нагрузки рассматриваются 3 случая:

1. 1 тепловой импульс. В такой ситуации 10-ти часовой период определяется в сторону предшествующий началу перегрузок.

2. 2 тепловых импульса, причем больший следует за меньшим. 10 ч. Откладывается в сторону меньшего max (меньший max учитывается).

3. 2 тепловых импульса, причем меньший следует за большим. 10 ч. Откладывается в сторону меньшего max.

Анализируя график нагрузки можно сделать выводы, что имеет место 2 случай.

Определим коэффициенты К ₁ и К₂ по формуле:

К ₁ =

К1=

К ₂ =

Из таблицы 1-22 [9] по мощности трансформатора выбираем номер чертежа (согласно ГОСТ 14209-69) при эквивалентной температуре охлаждающей среды х _охл =20⁰ C, чертеж №20. Время перегрузочной нагрузки большего теплового импульса составляет 2 часа. На оси абсцисс отмечаем значение К₁ = 0,998 проецируем на график линии 2 часа и получаем К_2доп = 1,5(это по рисунку определяется) из условия работы трансформатора в режиме перегрузки должно выполнятся условие: К₂ ? К_2доп . (1,316?1,5).

Это условие выполняется, следовательно, мы можем принять трансформатор данной мощности 40 МВ·А.

В результате получаем двухступенчатый график с переводом коэффициентов перегрузок в эквивалентные мощности S _1экв = 45,17 МВ·А, продолжительностью 10 часов, S_2экв = 52,24 МВ·А, продолжительностью 2 часа.

Коэффициенты нагрузки представлены в относительных единицах по отношению к S _ном = 40 МВ·А.

Таким образом, выбранный трансформатор проходит по условию перегрузочной способности.

4. ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ ПОДСТАНЦИИ

В данном курсовом проекте, по условию, подстанция связана с энергосистемой двухцепной воздушной линией напряжением 110 кВ. К тому же эта подстанция является проходной, с двумя вводными линиями (на стороне высшего напряжения).

Сторона низшего напряжения состоит из двух секций шин. Для рационального использования данного трансформатора, мы нагрузку распределяем симметрично. К первой шине мы подключаем предприятие черной металлургии и цветной металлургии с максимальными мощностями 10 МВт и 9 МВт, что в сумме нам дает 19 МВт, а ко второй — предприятие текстильной промышленности 4 МВт, предприятие химической промышленности-8 МВт и предприятие бумажной промышленности -8 МВт, что в сумме, нам дает 20 МВт.

На стороне низшего напряжения нужно установить ограничители перенапряжения (ОПН), которые также присоединяются к каждой секции сборных шин.

Трансформаторы собственных нужд (ТСН) устанавливают на территории подстанции и подключаются к выводу низшего напряжения силового трансформатора.

Шины низшего напряжения подключают через блок ввода, имеющий разъединители и выключатель. Это дает возможность проводить необходимые ремонтные работы, включать и отключать питание, поступающее к шине. На каждую секцию шин устанавливаются по одной ячейки ввода.

Так как система сборных шин имеет две секции, поэтому необходимо между ними установить секционный выключатель и секционные разъединители.

К каждой секции шин подключаются трансформаторы напряжения.

В итоге получается 20 ячеек КРУ на стороне низшего напряжения проектируемой трансформаторной подстанции. Ячейка КСО-207 Новация.

5. ВЫБОР МАРКИ И СЕЧЕНИЯ ПРОВОДОВ ЛИНИЙ ВН И НН (ПРОВЕРКА СЕЧЕНИЯ ПО ДОПУСТИМОМУ ТОКУ НАГРУЗКИ)

Для выбора марки и сечения проводов линий ВН нужно рассчитать следующие параметры:

Максимальное значение силы тока вычисляем по формуле:

I _max =

Максимальная мощность:

S _max = 54,36 МВ·А

Экономическое сечение проводника вычисляем по формуле:

F _эк =

J _эк — экономическая плотность тока, выбирается из условной продолжительности максимальной нагрузки (зима) T_max = 5760,45 ч. J_эк = 1,3 А/мм² для алюминиевых и сталеалюминиевых проводов, используемые в Центральной Сибири, Казахстане, Средней Азии.[1]

F _эк =

По конструктивным соображениям принимаем три линии с проводом сечением АС — 185

Номинальное сечение, мм ² (алюминий/ сталь) -185/ 24 [9]

Диаметр провода d = 18,9 мм = 1,89 см

Радиус провода r=94,5 мм

Сопротивление постоянному току при 20 ⁰ Cr₀ = 0,157 Ом/км

Индуктивное сопротивление x ₀ = 0,377 Ом/км [9]

Допустимая токовая нагрузка вне помещений I _доп = 510 А

Среднее геометрическое расстояние между проводами D _ср = 3,0 м = 300 см

5.1 Проверка сечения проводника по условию короны

Проверка по условиям короны необходима для гибких проводников напряжением 35 кВ и выше [ 1,4,7].

Правильный выбор сечения проводника обеспечивает уменьшение действия короны до допустимых значений. Провода не будут коронировать если максимальная напряженность поля у поверхности любого провода будет не более 0,9 Е _о [ 4,7 ] т.е.

Е _max ? 0,9 Е _о кВ/см — при расположении проводов в треугольник

Максимальная напряженность поля у поверхности нерасщепленного провода, кВ/см:

=

где U — линейное напряжение, кВ

r _о — радиус провода,см

D _{ср .} — среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см

см

где D _1-2 , D _2-3 , D _1-3 — расстояние между соседними фазами [1,4,7].

Начальное значение критической напряженности электрического поля:

где m — коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода, в расчете принять m=0,82 .

2,74 ? 27,26. Условие выполняется.

6. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

6.1 Расчет сопротивления линии и трансформатора

Выбранный трансформатор:

ТРДН-40000/110

Потери короткого замыкания P _к.з. = 167 кВт;

Потери холостого хода P _х.х. = 44 кВт;

Напряжение короткого замыкания U _к. = 10,4%;

Номинальная мощность S _н = 40 МВ·А;

Напряжение обмотки ВН, U _вн = 115 кВ;

Напряжение обмотки НН, U _нн = 10,5 кВ.

Активное сопротивление трансформатора вычисляется по формуле:

R _т =

R _т =

Индуктивное сопротивление трансформатора вычисляется по формуле:

X _т =

X _т =

6.2 Расчет параметров линии и токов короткого замыкания

Мощность короткого замыкания на шинах системы S _к.з. = 1000 МВ*А;

Напряжение ВН обмотки U _вн = 115 кВ:

Напряжение НН обмотки U _нн = 10,5 кВ.

Схема замещения линии:

Индуктивное сопротивление энергосистемы определяется по формуле:

X _c =

X _c =

Определяем активное и реактивное сопротивление линий:

R _л = R₀ ·L = 0,157•110= 17,27 Ом

X _л = x₀ ·L = 0,377•110 = 41,47 Ом

где — длина линии равная 110 км.

Вычисляем общее сопротивление линии в точке К ₁ .

Z _?1

Трехфазный ток короткого замыкания в точке К ₁ :

I ⁽³⁾ _к.з.1 =

Вычисляем общее сопротивление в точке К ₂

Z _?2

Тогда трехфазный ток короткого замыкания в точке К ₂ :

I ⁽³⁾ _{к.з 2} =

Приводим ток короткого замыкания в точке К ₂ к напряжению 10 кВ:

I ⁽³⁾ _к.з2 =

Определяем постоянную времени затухания апериодической составляющей трехфазного тока короткого замыкания находится по формуле Т _а :

Т _а =

w = 2·р·f = 2·3,14·50 = 314

Сторона высокого напряжения:

R _?1 =R_л = 17,27 Ом

X _?1 = X_л + X_c =41,27+13,22 = 54,49 Ом

Т _а1 =

Сторона низкого напряжения:

R _?2 =R_л + R_т =17,27+1,38=18,65 Ом

X _?2 = X_л + X_c + X_т =41,27+13,22+34,38=88,87 Ом

Приводим сопротивления к напряжению 10 кВ:

R _У2 =

X _У2 =

Т _а2 =

Найдем ударный коэффициент, зависящий от постоянной времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания по формуле:

К _у =

Для стороны высокого напряжения:

К _у =1+ =

Для стороны низкого напряжения:

К _у = 1+ =

Ударный ток вычисляем по формуле, учитывающей ударный коэффициент:

i _у =

Для стороны высокого напряжения:

i _у1 =

Для стороны низкого напряжения:

i _у2 =

7. ВЫБОР, ПРОВЕРКА ОШИНОВКИ И АППАРАТУРЫ ПОДСТАНЦИИ

Выбор необходимого оборудования производится на основании принятой схемы электрических соединений.

Перед тем, как мы выберем электрооборудование на стороны высокого и низкого напряжения, необходимо рассчитать рабочие токи, на основании которых будет выбираться аппаратура подстанции. Рабочие токи вычисляются по формуле:

I _max = I_р =

Для стороны высокого напряжения:

I _{max 1} = I_р1 =

Для стороны низкого напряжения:

I’ _{max 2} = I’_р2 =

Рабочий ток на стороне низкого напряжения составляет 2,992 кА.

7.1 Выбор разъединителей и выключателей

Основные параметры, на которые будем опираться при выборе разъединителей и выключателей, являются:

U _н — номинальное напряжение;

I _р — номинальный (рабочий) ток;

i _у — ударный (предельный сквозной) ток;

B _к — термическая стойкость.

I _н.откл — номинальный ток отключения, вычисляется только для выключателей.

Выбор разъединителей, Для стороны высокого напряжения:

Тип: РНДЗ-2-35/630, t _т =4 с.[9]

Таблица 7.1

	Расчетные данные	Каталожные данные
U н , кВ	115	115
I р , А	453,30	630
i у , кА	2,294	64
B к ,кА2 ·с	21	576

B _к =

I ⁽³⁾ _к.з. — трехфазный ток короткого замыкания, t_т — время прохождения наибольшего тока термической стойкости.

для каталожных данных

B _к =

I _т.с. — ток термич…