Определение расчетных нагрузок и выбор мощности трансформаторов трансформаторного пункта

1. Определение расчетных нагрузок и выбор мощности трансформаторов трансформаторного пункта

1.1 Мастерские

Расчетная активная силовая нагрузка Ксс — коэффициент спроса силовой нагрузки, определяющий насколько меньше забираемая из сети мощность по сравнению с установленной.

Расчетная активная осветительная нагрузка

Kсо — коэффициент спроса осветительной нагрузки Расчетная активная нагрузка мастерских Расчетная реактивная нагрузка мастерских

cos© = 0,85 tg© = 0.6197

1.2 Культурно-бытовые учреждения (КБУ)

Расчетная активная силовая нагрузка Расчетная активная осветительная нагрузка Расчетная активная нагрузка КБУ Расчетная реактивная нагрузка

cos = 0,95; = 18,2, следовательно tg = 0,32 868

1.3 Поселок

Расчетная активная осветительная нагрузка

1.4 Расчет мощности трансформаторов трансформаторного пункта

Расчет активной нагрузки трансформатора Расчет реактивной нагрузки трансформатора Расчетная нагрузка трансформатора Выбор трансформатора Вывод: на трансформаторной подстанции установить два трансформатора типа ТМ — 160/10.

2. Выбор конфигурации сети 0,38 кВ и сечения проводов

2.1 Выбор сечения проводов для КБУ

Допустимая потеря напряжения в линии составляет 5% от номинального.

= 0,34 Ом/км Площадь сечения провода

=32 Ом*м/мм2;

В соответствии с результатом выбираю провод типа А-25

Проверка на нагрев:

Iдоп = 135 А 66,28=Iнкбу, следовательно, выбранное сечение провода проходит по нагреву.

2.2 Мастерские

Рис. 1

Мощность источника А:

L=680м Мощность источника В':

L=680м Из расчетов видно, что нагрузка «Е» получает питание с двух сторон — следовательно, здесь находится точка токораздела активной и реактивной мощностей.

Рис. 2

Проверка:

47,73 +45,87 = 12,8+13,44+14,08+16+8,96+17,92+10,24

93,6 = 93,44

22,19+21,21= 65,95+6,25+6,54+7,44+4,17+8,33+4,76

43,4 = 43,4

Выбор сечения провода для мастерских.

= 0,07 Ом/км; Uном =380В; = 32Ом*м/мм2;

Выбор сечения провода для мастерских в аварийном режиме и проверка по допустимой потере напряжения.

Рис. 3

= 0,07 Ом/км; Uном =380В; =32Ом*м/мм2.

Так как 65,595 > 37,376 мм² то выбираем ААБ-70

Проверка выбранного сечения на нагрев:

Iдоп=440А

Iнб (м) < Iдоп, т. е. 156,59<440

2.3 Поселок

Рис. 4

Площадь сечения провода:

Принимаем марку провода А-35.

Проверка выбора сечения на нагрев:

Iнбпос < Iдоп, т. е. <170

Рабочий ток поселка меньше допустимого, равного 170А, поэтому выбранное сечение проходит по нагреву (выбираем окончательно марку провода А-35).

3. Расчет сечения проводов воздушной линии 10 кВ

3.1 Определение нагрузки линии 10 кВ

= 158,88 кВт; = 57,05 квар.

;; =0,909

Полная мощность линии:

Sл10 = 1913,79 кВА

3.2 Выбор сечения линии 10 кВ

jэк = 1,1 А/мм2

Выбираем марку провода А-50.

3.3 Проверка выбранного сечения в нормальном и аварийном режимах

а) Нормальный режим:

ro= 0,63 Ом/км; Lл=7км; Uном=10кВ; xo=0,36 Ом/км

; 477,754 < 700 В б) В аварийном режиме

; 955,508 < 1200В

3.4 Проверка выбранного сечения на нагрев в аварийном режиме

Iдоп = 270А для марки провода А-50

110,51 < 270 А Значит для линии 10кВ принимаем провод марки, А — 50

4. Определение себестоимости передачи электроэнергии в сети 0,38 кВ

Себестоимость передачи одного кВт*ч энергии

; [коп/кВт*ч]

Иi — ежегодные издержки производства в i-ом элементе сети; под i-ом элементом в работе принимают i-КБУ, поселок, мастерские, ТП Рнб — наибольшая суммарная мощность всех потребителей сети

Pai — норма амортизационных отчислений от капиталовложений для i-го элемента сети, %

Pэi — затраты на эксплуатацию от капиталовложений, %

Кi — капиталовложения в рассматриваемый элемент i

— стоимость электроэнергии

Wi — годовые потери энергии в рассматриваемом элементе Рнб — потери мощности в линии, соответствующие наибольшей нагрузке нб — годовое число часов использования наибольшей нагрузки

где

m — число участков линии

Sнбк — наибольшая полная мощность на участке к

r0 — активное сопротивление к-го участка

Uн — номинальное напряжение линии Годовые издержки в трансформаторах определяются

n — число параллельно работающих трансформаторов на подстанции;

Pст — потеря активной мощности в стали трансформатора;

Pмн — потеря активной мощности в меди обмоток трансформатора при номинальной нагрузке

t — время, в течение которого трансформатор находится под напряжением;t = 8760ч.

Sнб — наибольшая полная мощность, преобразуемая трансформаторами подстанции

Sн — номинальная мощность одного трансформатора

n — число параллельно работающих трансформаторов на подстанции;

Pст — потеря активной мощности в стали трансформатора;

Pмн — потеря активной мощности в меди обмоток трансформатора при номинальной нагрузке

t — время, в течение которого трансформатор находится под напряжением;6400ч.

Sнб — наибольшая полная мощность, преобразуемая трансформаторами подстанции;

Sн — номинальная мощность одного трансформатора:

параметры: Ра + Pэ.

для КБУ: 7,7%.

для поселка: 7,7%.

для мастерских: 6,3%.

для ТП: 9,4%.

Параметры

Для КБУ:

Провод, А — 25, 4-й климатический район, L=72+37+53+50=212м.

Для посёлка:

Провод, А — 35, 4-й климатический район, L=452м.

Для мастерских:

Кабель ААБ-70,категория грунта — 3, L=680м Для ТП:

=13 300 руб, в=99 коп/кВт*ч

4.1 Ежегодные издержки производства по посёлку

Для провода, А — 35

4.2 Ежегодные издержки производства по мастерским

Для кабеля ААБ — 70

4.3 Ежегодные издержки производства по КБУ

Провод, А — 25

1,402 кВт.

4.4 Трансформаторный пункт

В п. 1.4. было выбрано 2 трансформатора по 160 кВА.

Годовые потери электрической энергии в трнсформаторах:

ч; n=2; S=160кВА.

кВА

=1805,58ч кВт кВт кВт*ч руб

4.5 Себестоимость передачи энергии

кВт кВт*ч

5. Выбор сечения проводов линии 110 кВ

Сечение проводов ВЛ-110 кВ выбирается по экономической плотности тока.

5.1 Нагрузка трансформаторов понижающей подстанции

Рис. 5

cos (р) = 0,785; tg (р) = 0789; Рр = 44 000 кВт квар кВА

5.2 Потери мощности в трансформаторах понижающей подстанции

Потери активной мощности.

На подстанции установлены трансформаторы S=25МВА

n=2; кВт; кВт кВт Потери реактивной мощности.

% %

квар

5.3 Нагрузка в конце линии 110 кВ

кВт квар кВА

5.4 Расчет сечения проводов 110 кВ

Для числа часов использования наибольшей мощности районными потребителями Тнб = 7850ч/год экономическая плотность тока составляет 1 А/мм Выбираем провод АС — 185.

Проверка выбранного сечения по нагреву:

А А

<, т. е. 331,214<515

Для линии 110 кВ принимаем провод марки АС — 185.

6. Определение возможности обеспечения желаемого уровня напряжения на шинах понижающей районной подстанции с помощью РПН

6.1 Схема замещения питающей сети и её параметры

Рис. 6

сеть провод сечение напряжение Активное сопротивление трансформаторов Для трансформаторов с РПН, присоединенных к ВЛ-110 кВ, номинальное напряжение первичной обмотки равно 115 кВ.

Ом Реактивное сопротивление трансформаторов Ом

=1,2696Ом

==27,8Ом Сопротивление линии.

L — длина линии.

Ом/км Ом/км L=75 км

D=4 м — расстояние между проводами.

=2,9 см/км см

6.2 Определение напряжения на вторичной стороне понижающего трансформатора в режиме максимальной нагрузки

Потери мощности в ветви намагничивания трансформатора

n=2; кВт; %

Мощность, подводимая к первичной обмотке понижающего трансформатора, без учета мощности, ротекающей по ветви намагничивания.

=45 841,545+j43368,742−60-j350=45 781,545+j43018,742

=62 821,668кВА Мощность в конце линии с учетом половины ее зарядной емкостной мощности.

квар

=45 841,545+j43368,742-j2631,75=85 841,545+j40736,992кВА Потери мощности Потери активной мощности в линии Потери реактивной мощности в линии Потери полной мощности Мощность в начале линии с учетом потерь мощности в ней Мощность потребляемая от вторичной обмотки повышающего трансформатора.

кВА

кВА Потери мощности в меди повышающего трансформатора Мощность, подводимая к первичной обмотке повышающего трансформатора, без учета потерь мощности в ветви намагничивания.

Приведенное напряжение на генераторных шинах к напряжению его вторичной обмотки через номинальный коэффициент трансформации повышающего трансформатора.

кВ кВ кВ Напряжение в начале линии.

=112.921-j10.215

113.38 кВ Напряжение на первичной стороне понижающего трансформатора.

кВ. =105,247кВ Напряжение на вторичной ветви понижающего трансформатора, приведённое к высокой стороне.

кВ

95,86 кВ Напряжение на вторичной стороне понижающих трансформаторов районной подстанции, приведенное к напряжению его первичной обмотки в режиме минимальной нагрузки.

Определение номинального коэффициента трансформации понижающего трансформатора.

Желаемый коэффициент трансформации понижающего трансформатора ПУЭ предписывает в режиме максимальной нагрузки в начале линии иметь напряжение на 5% выше номинального напряжения линии, а в режиме минимальной нагрузки должно равняться напряжению в линии.

.

а) в режиме максимальной нагрузки б) в режиме минимальной нагрузки Подбор возможного регулировочного ответвления трансформатора, обеспечивающее на вторичной стороне трансформаторов напряжение, наибольшее близкое к желаемому.

%

%

Возможное регулировочное ответвление.

— 7 ответвлений

%

— 3 ответвления

%

Определение действительного коэффициента трансформации понизительного трансформатора.

Определение действительного уровня напряжения на вторичной стороне понижающих трансформаторов районной подстанции.

кВ Вывод: с помощью РПН можно обеспечить желаемый уровень напряжения на вторичной стороне понижающих трансформаторов.