Определение расчетных нагрузок и выбор мощности трансформаторов трансформаторного пункта

Размещено на http://www.allbest.ru/

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(c) = 0,85 tg(c) = 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 = 0,32868

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 < 700В

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:

=13300 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 = 44000 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.

=45841,545+j43368,742-60-j350=45781,545+j43018,742

=62821,668кВА



Мощность в конце линии с учетом половины ее зарядной емкостной мощности.

квар

=45841,545+j43368,742-j2631,75=85841,545+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.

Размещено на Allbest.ru