Расчет трансформаторной подстанции
Введение…………………………………………………………
1.Расчёт графиков нагрузки потребителей и мощности подстанции…...……….5
1.1.Расчёт графиков нагрузки потребителей……………………………….5
1.2.Расчёт мощности подстанции
2.Выбор силовых трансформаторов………………………………………
2.1 Полная мощность нагрузки с.н……………………………………...…18
3.Технико-экономическое сравнение вариантов выбора трансформаторов. .....22
4. Выбор проводов ЛЭП………………………...
5.Выбор шин………………………………………………………………………
5.1 Выбор гибких шин на стороне высшего напряжения (ВН)……. ……29
5.2 Выбор гибких шин на стороне среднего напряжения (СН)…...… …..31
5.3 Выбор гибких шин на стороне низкого напряжения (НН)………... …32
5.4 Выбор жестких шин в закрытом распределительном устройстве
(ЗРУ) 10 кв.………………………………………………………………………
6. Выбор схем соединений подстанций…………………………………………..34
6.1. Выбор распределительного устройства высшего напряжения……...34
6.2. Выбор распределительного устройства среднего напряжения……...35
6.3. Выбор распределительного устройства низшего напряжения………36
7. Расчет токов короткого замыкания………………………............
8. Выбор оборудования………………………………
Заключение……………………………………………………
Список используемой
литературы………………………………………………..
Введение
В данной курсовой работе рассматривается расчет трансформаторной подстанции.
Подстанция (ПС) является составной частью схемы электроэнергетической системы. При выборе электрических соединений подстанций существующую роль играет местоположение ПС в схеме сети.
Рассчитываемая подстанция питается от двух независимых энергосистем. К данной подстанции подключены два потребителя. Причем один из потребителей является первой категории, а другой - второй. Потребитель первой категории - тяжелое машиностроение, второй категории – промышленный город.
Расчет трансформаторной подстанции включает в себя такие вопросы как расчет графиков нагрузки потребителей, выбор схемы подстанции, выбор числа и мощности трансформаторов, выбор проводов ЛЭП, расчет токов короткого замыкания, выбор оборудования.
Таблица 1 - Исходные данные для курсового проектирования
Вариант |
Первый потребитель |
Второй потребитель |
Напряжение |
|
6 |
Тяжелое машиностроение Smax=70МВА |
Промышленный город Smax=65 МВА |
110/35/6 |
Длина к первому потребителю (напряжение 35 кВ) L1= 3 км.
Длина ко второму потребителю (напряжение 110 кВ) L2= 8 км.
В качестве потребителя первой категории принимаем тяжелое машиностроение, в качестве потребителя второй категории промышленный город.
1.Расчет графиков нагрузки потребителей и мощности подстанции
1.1 Расчет графиков нагрузки потребителей
Рассмотрим потребителей первой категории – тяжелое машиностроение.
Полная потребляемая мощность (согласно заданию) Smax1=70 МВА.
Для расчета будем использовать графики нагрузки и коэффициента мощности тяжёлого машиностроения.
Коэффициент мощности: cosφ1= 0,9
Максимальная активная мощность:
Pmax1= Smax1∙ cosφ1 (1)
Pmax1= 70*0,9= 63 МВт
Максимальная реактивная мощность:
Qmax1= (2)
Qmax1 = 30,5МВАр,
Так как трансформаторы и другое оборудование выбирается по средней нагрузке и наиболее загруженную смену, то для начала построим график нагрузки днной отрасли в графической (рис. 1) и табличной формах (таблица 1)
Piи Qi(%) берутся из графиков нагрузки тяжелое машиностроение.
Pi (Мвт)= , (3) Qi(МВАр)= , (4)
Si(МВА)= . (5)
Таблица 2 - Нагрузка тяжелого машиностроения
Интервал времени, ∆ti ч |
Pi, % |
Pi, MBт |
Qi, % |
Qi, MBАp |
Si, MBA |
0…1 |
100 |
63 |
100 |
31 |
70 |
1…2 |
100 |
63 |
95 |
29 |
69 |
2…3 |
100 |
63 |
97 |
30 |
70 |
3…4 |
75 |
47 |
89 |
27 |
54 |
4…5 |
50 |
32 |
90 |
27 |
42 |
5…6 |
50 |
32 |
90 |
27 |
42 |
6…7 |
70 |
44 |
90 |
27 |
52 |
7…8 |
75 |
47 |
95 |
29 |
55 |
8…9 |
77 |
49 |
90 |
27 |
56 |
9…10 |
70 |
44 |
89 |
27 |
52 |
10…11 |
76 |
48 |
95 |
29 |
56 |
11…12 |
65 |
41 |
92 |
28 |
50 |
12…13 |
58 |
37 |
99 |
30 |
47 |
13…14 |
58 |
37 |
91 |
28 |
46 |
14…15 |
70 |
44 |
99 |
30 |
53 |
15…16 |
75 |
47 |
99 |
30 |
56 |
16…17 |
75 |
47 |
90 |
27 |
55 |
17…18 |
75 |
47 |
93 |
28 |
55 |
18…19 |
72 |
45 |
94 |
29 |
54 |
19…20 |
70 |
44 |
95 |
29 |
53 |
20…21 |
60 |
38 |
83 |
25 |
45 |
21…22 |
62 |
39 |
90 |
27 |
48 |
22…23 |
63 |
40 |
93 |
28 |
49 |
23…24 |
70 |
44 |
90 |
27 |
52 |
Рисунок 1 - Суточный график активной, реактивной и общей нагрузки для тяжелое машиностроение
Рисунок 2 - Типовой суточный график активной и реактивной нагрузки для тяжелое машиностроение
Рассмотрим потребитель второй категории – Промышленный город.
Полная потребляемая мощность (согласно заданию): Smax2=65 МВА.
Для расчета будем использовать графики нагрузки и коэффициента мощности город.
Коэффициенты мощности: cosφ2= 0,9.
Максимальная активная мощность находиться по формуле (1):
Pmax2=58.50 МВт.
Максимальная реактивная мощность находиться по формуле (2):
Qmax2= 28.33 МВар.
Построим график нагрузки данной отрасли в графической (рис.3.) и табличной формах (табл.2.). Расчет производиться аналогично расчету нагрузки тяжелая промышленность.
Таблица 3 – Нагрузка промышленного города
Интервал времени, ∆ti ч |
Pi, % |
Pi, MBт |
Qi, % |
Qi, MBАp |
Si, MBA |
0…1 |
30 |
18 |
30 |
8 |
20 |
1…2 |
32 |
19 |
32 |
9 |
21 |
2…3 |
30 |
18 |
33 |
9 |
20 |
3…4 |
34 |
20 |
27 |
8 |
21 |
4…5 |
40 |
23 |
30 |
8 |
25 |
5…6 |
42 |
25 |
35 |
10 |
26 |
6…7 |
44 |
26 |
30 |
8 |
27 |
7…8 |
50 |
29 |
40 |
11 |
31 |
8…9 |
55 |
32 |
60 |
17 |
36 |
Продолжение таблицы 3 | |||||
Интервал времени, ∆ti ч |
Pi, % |
Pi, MBт |
Qi, % |
Qi, MBАp |
Si, MBA |
9…10 |
60 |
35 |
65 |
18 |
40 |
10…11 |
65 |
38 |
70 |
20 |
43 |
11…12 |
70 |
41 |
75 |
21 |
46 |
12…13 |
75 |
44 |
60 |
17 |
47 |
13…14 |
75 |
44 |
65 |
18 |
48 |
14…15 |
80 |
47 |
65 |
18 |
50 |
15…16 |
70 |
41 |
70 |
20 |
46 |
16…17 |
90 |
53 |
60 |
17 |
55 |
17…18 |
100 |
59 |
55 |
16 |
61 |
18…19 |
90 |
53 |
50 |
14 |
55 |
19…20 |
80 |
47 |
45 |
13 |
49 |
20…21 |
70 |
41 |
40 |
11 |
42 |
21…22 |
60 |
35 |
35 |
10 |
36 |
22…23 |
50 |
29 |
30 |
8 |
30 |
23…24 |
30 |
18 |
25 |
7 |
19 |
Рисунок 3 - Типовой Суточный график активной и реактивной нагрузки для промышленного города
Рисунок 4 - Суточный график активной, реактивной и общей нагрузки для промышленного города
В таб.4 представлены данные по общему суточному графику нагрузки подстанции. Сам график представлен на рис. 5.
Таблица 4 - Суточному графику нагрузки подстанции
ti, ч |
P∑, МВт |
Q∑, МВАр |
S ∑, МВА |
0…1 |
80,55 |
39,01 |
89,50 |
1…2 |
81,72 |
38,05 |
90,15 |
2…3 |
80,55 |
38,95 |
89,47 |
3…4 |
67,14 |
34,81 |
75,63 |
4…5 |
54,90 |
35,96 |
65,63 |
5…6 |
56,07 |
37,38 |
67,39 |
6…7 |
69,84 |
35,96 |
78,55 |
7…8 |
76,50 |
40,32 |
86,48 |
8…9 |
80,69 |
44,46 |
92,12 |
Продолжение таблицы 4
ti, ч |
P∑, МВт |
Q∑, МВАр |
S ∑, МВА |
9…10 |
79,20 |
45,57 |
91,38 |
10…11 |
85,91 |
48,82 |
98,81 |
11…12 |
81,90 |
49,32 |
95,60 |
12…13 |
80,42 |
47,21 |
93,25 |
13…14 |
80,42 |
46,18 |
92,73 |
14…15 |
85,05 |
50,04 |
98,68 |
15…16 |
94,05 |
48,62 |
105,88 |
16…17 |
99,90 |
44,46 |
109,35 |
17…18 |
105,75 |
43,96 |
114,52 |
18…19 |
98,01 |
42,85 |
106,97 |
19…20 |
90,90 |
41,74 |
100,02 |
20…21 |
78,75 |
36,66 |
86,86 |
21…22 |
74,16 |
37,38 |
83,05 |
22…23 |
68,94 |
36,88 |
78,18 |
23…24 |
61,65 |
34,54 |
70,67 |
Рисунок 5 - Суточный график активной, реактивной и полной нагрузки подстанции
Рисунок 6 - Годовая мощность подстанции
Полная средняя мощность: , (6)
- Тяжелое машиностроение: = 53,36 МВА,
- Промышленный город: = 37,25 МВА,
- Подстанция в целом: = 90,04 МВА,
Активная средняя мощность: , (7)
- тяжелое машиностроение: = 45,05 МВт,
- промышленный город: = 34,66 МВт,
- подстанция в целом: = 79,71 МВт,
Число часов использования максимума: , (8)
- тяжелое машиностроение: = 6263,40 ч,
- промышленный город: = 5190,30 ч,
- подстанция в целом: ч,
1.2 Расчет мощности подстанции
Мощность подстанции рассчитывается по формуле (9).
Sп/ст = Sср + Sс.н (9)
где Sср – полная средняя мощность подстанции;
Sс.н– полная мощность потребляемая для собственных нужд.
Мощность собственных нужд потребляется с низкого напряжения с низкого напряжения подстанции (6 кВ), где питается тяжелое машиностроение.
Нагрузка собственных нужд составляет 4% от мощности потребителей:
Sс.н= 0,04* Sср, (10)
Sс.н= 0,04* 90,04 = 3,60 МВА.
Мощность подстанции составляет:
Sп/ст= 90,04+3,60= 93,64 МВА.
2. Выбор силовых трансформаторов
Трансформатор является одним из важнейших элементов электрической сети. Передача электрической энергии на большие расстояния от места ее производства до места потребления требует в современных сетях не менее чем в шестикратной трансформации в повышающих и понижающих трансформаторах.
Выбор числа трансформаторов на подстанции определяется категорийностью потребителя. От рассчитываемой в данном курсовом проекте подстанции питаются потребители: первой и второй категории. Для потребителя первой и второй категории необходимо два независимых источника.
Рассмотрим два варианта выбора трансформаторов для заданной подстанции.
- Два трехобмоточных трансформатора («Неявный режим»).
Рисунок 7 - Первый вариант выбора трансформаторов
ВН – обмотка высшего напряжения (110 кВ), мощность подключения на данную обмотку равна 93,64 МВА.
СН – обмотка среднего напряжения (35 кВ), мощность подключения на данную обмотку равна 53,36 МВА.
НН – обмотка низкого напряжения (10 кВ), мощность подключения на данную обмотку равна 37,25 МВА.
С.Н – мощность затрачиваемая на собственные нужды подстанции (3,6 МВА).
Номинальная мощность одного трансформатора находится по формуле (11):
Sрасч= , (11)
Sрасч= 66,88 МВА
Исходя из найденных значений, выберем два трехобмоточных трансформатора одного типа и занесем их в табл.4.
Таблица 4 - Трехфазные трехобмоточные трансформаторы 110кВ
Параметры |
Величина |
Марка трансформатора |
ТДТН – 63000/110 |
Номинальная мощность Sном , МВА |
63 |
Напряжение ВН Uномвн ,кВ |
115 |
Напряжение СН Uномсн,кВ |
38,5 |
Напряжение НН Uномнн,кВ |
6,5 |
Потери мощности холостого хода ∆P0 , кВт |
80 |
Потери при коротком замыкании ∆Pк , кВт |
310 |
Ток холостого хода I0 , % |
0,85 |
Напряжение короткого замыкания Uк в-с , Uк в-н , Uк с-н, % |
10,5; 17; 6 |
Цена Cтр1 , млн. руб. |
63 |
Количество n , шт. |
2 |
Коэффициент загрузки трансформаторов при максимум нагрузки:
= = 0,74<Кд.п.
Кд.п. = 1,16 – коэффициент систематической допустимой перегрузки трансформатора.
Допустимая перегрузка в послеаварийном режиме:
Sд = Кд.п.* Sном=1,4*63=88,2 МВА
Кд.п – коэффициент допустимой перегрузки в послеаварийном режиме.
К1.кат = * = * 74,91 МВА<Sд
- Два трехобмоточныхтрансформатора. («Неявный режим»).
Рисунок 8 -Второй вариант выбора трансформаторов
ВН – обмотка высшего напряжения (110 кВ), мощность подключения на данную обмотку равна 93,64 МВА.
СН – обмотка среднего напряжения (35 кВ), мощность подключения на данную обмотку равна 53,36 МВА.
НН – обмотка низкого напряжения (10 кВ), мощность подключения на данную обмотку равна 37,25 МВА.
С.Н – мощность затрачиваемая на собственные нужды подстанции (3,6 МВА).
Номинальная мощность одного трансформатора находится по формуле (11):
Sрасч= , (11)
Sрасч= 66,88МВА.
Исходя из найденных значений, выберем два трехобмоточных трансформатора одного типа и занесем их в табл.5.
Таблица 5 – Трехфазные трехобмоточные трансформаторы 110кВ
Параметры |
Величина |
Марка трансформатора |
ТДТН – 80000/110 |
Номинальная мощность Sном , МВА |
80 |
Напряжение ВН Uномвн ,кВ |
115 |
Напряжение СН Uномсн,кВ |
38,5 |
Напряжение НН Uномнн,кВ |
6,5 |
Потери мощности холостого хода ∆P0 , кВт |
64 |
Потери при коротком замыкании ∆Pк , кВт |
365 |
Ток холостого хода I0 , % |
0,5 |
Напряжение короткого замыкания Uк в-с , Uк в-н , Uк с-н, % |
11,18; 5; 7 |
Цена Cтр1 ,млн. руб. |
80 |
Количество n , шт. |
2 |
Коэффициент загрузки трансформаторов при максимум нагрузки:
= = 0,59<Кд.п. (12)
Кд.п. = 1,16 – коэффициент систематической допустимой перегрузки трансформатора.
Допустимая перегрузка в послеаварийном режиме:
Sд = Кд.п.*Sном=1,4*80=112 МВА
Кд.п – коэффициент допустимой перегрузки в послеаварийном режиме.
К1.кат = * = * 74,91 МВА<Sд
Аварийные перегрузки допускаются в исключительных случаях и регламентируются ГОСТом по току в зависимости от длительности перегрузки на величину коэффициента допустимой перегрузки. Длительная перегрузка допускается током превышающим 5 % значения номинального тока, если при этом напряжение ни на одной из обмоток не превышает номинального.
2.1 Полная мощность нагрузкис.н
На двух трансформаторных подстанциях 35-750 устанавливаются два ТСН, которые присоединяются непосредственно к шинам 6 кВ.
Расчетная нагрузка трансформаторов собственных нужд, кВ*А:
Sрасч=Kc*Sуст , (13)
где Kc– коэффициент спроса;
Sуст –суммарная установленная мощность потребителей с.н. подстанции, кВ*А.
Произведем подсчет мощности потребителей с.н (таблица 6)
Таблица 6 - Мощности потребителей с.н
Наименование потребителей собственных нужд |
Установленная мощность |
cosφ |
Kc |
Sрасч | ||
Мощность, кВт |
Общая мощность, кВт | |||||
Подогрев: | ||||||
Выключатель Элегазовый ВГТ-110 кВ |
5х2,3 |
11,5 |
1,0 |
1,0 |
11,5 |
11,5 |
Выключатель Элегазовый ВГТ-35 кВ |
5х1,6 |
8,0 |
1,0 |
1,0 |
8,0 |
8,0 |
Шкафы КРУН-35 кВ |
5х1,6 |
8,0 |
1,0 |
1,0 |
8,0 |
8,0 |
Привода разъединителей 35-110 кВ |
12х1,2 |
14,4 |
1,0 |
1,0 |
14,4 |
14,4 |
Отопление ЗРУ -10 кВ совмещенного с ОПУ |
20х1,0 |
20,0 |
1,0 |
1,0 |
20,0 |
20,0 |
Аварийное |
0,2 |
0,2 |
1,0 |
1 |
0,2 |
0,2 |
Освещение | ||||||
ОРУ 35-110 кВ |
1х5,0 |
5,0 |
1,0 |
1 |
0,2 |
0,2 |
Наименование потребителей собственных нужд |
Установленная мощность |
cosφ |
Kc |
Sрасч | ||
Мощность, кВт |
Общая мощность, кВт | |||||
ЗРУ-10 кВ Совмещенное с ОПУ |
1х4,0 |
4 |
1,0 |
0,6 |
4 |
0,4 |
Аварийное |
0,2 |
0,2 |
1,0 |
1 |
0,2 |
0,2 |
Остальное оборудование | ||||||
Постоянно-выключательные лампы и измерительные приборы |
1,0 |
1,0 |
1,0 |
1,0 |
1,0 |
1,4 |
Аппаратура связи и телемеханике |
1,0 |
1,0 |
1,0 |
1,0 |
1,0 |
1,0 |
Зарядно-подзарядный агрегат |
21,0 |
21,0 |
0,86 |
0,12 |
24,4 |
2,9 |
Охлаждение трансформатора |
2х14х0,25 |
7,0 |
0,85 |
0,8 |
8,2 |
6,6 |
Аварийная вентиляция |
0,37 |
0,37 |
0,85 |
0,8 |
0,4 |
0,3 |
Итого: |
101,3 |
78,1 | ||||
Продолжение таблицы 6
На подстанциях без постоянного дежурства:
Sн.тр>Sрасч
Выбираем наибольшую полную мощность Sрасч и согласно ее выбираем два трансформатора с.н – типа ТС-100/6-УЗ.
Паспортные данные трансформатора с.н представлены в таблице 1.5
Таблица 7 - Трансформатор с.н
Тип трансформатора |
Номинальная мощность, кВА |
Схема и группа соединений обмоток |
Потери, Вт |
Напряжение к.з, % | ||
х.х |
к.з | |||||
ТС-100/6-УЗ |
100 |
Y/Y-0 |
390 |
1450 |
3,8 | |
Для защиты ТСН выбираем предохранитель ПКТ101-10-20-31,5 УЗ
Iном = 20 А
Оставшаяся мощность с.н может использоваться для питания расположенный в близи потребителей 6 кВ.
3.Технико-экономическое сравнение вариантов выбора трансформаторов
Определяем капитальные затраты.
K = n*Kтр, тыс.руб (14)
Где n – количество трансформаторов.
Вариант А: K = 2*63000000=126000000 тыс.руб.
Вариант Б: K = 2*80000000=160000000 тыс.руб.
Определяем приведенные потери электрической энергии в год:
(15)
Где n – количество трансформаторов;
–потери холостого хода, кВт;
– потери холостого хода, кВт;
– ток холостого хода, %
– напряжение короткого замыкания, %
– номинальная мощность трансформатора, кВА;
– коэффициент изменения потерь, кВт/квар
– фактическое время работы трансформатора в год, ч;
– время потерь, ч;
– коэффициент загрузки трансформатора.
Вариант А:
Вариант Б:
Определяем стоимость потерь электрической энергии:
Cn = C0* , тыс.руб.
Где C0 – стоимость 1 кВт*ч, руб.
Вариант А: Cn= 1*2636587 = 2636587 тыс.руб.
Вариант Б: Cn= 1* = тыс.руб.
Определяем амортизационные отчисления
Ca = *K, тыс.руб.
Где P – норма амортизационных отчислений;
K – капитальные затраты, тыс.руб.
Вариант А:
Ca = *126000000 = 7938000 тыс.руб.
Вариант Б:
Ca = *160000000 = 10080000 тыс.руб.
Определяем готовые эксплуатационные расходы:
С = Сn + Сa, тыс.руб
Вариант А: С = 2636587+79338000 = 10574587 тыс.руб.
Вариант Б: С = 3297882 + 10080000 = 13377882 тыс.руб.
Данные расчетов сводим для удобства сравнения в табл. 8
Экономическое сравнения вариантов.
Вариант |
К, тыс.руб |
С, тыс.руб |
А: 2*63 МВА |
126000000 |
10574587 |
Б: 2*80 МВА |
160000000 |
13377882 |
Определяем срок окупаемости.
K= , лет. (16)
K = = .
Принимаем к установке на подстанции два трансформатора ТДТН – 63000/100.
- Выбор проводов ЛЭП
Выбор ВЛ со стороны высшего напряжения (ВН)
Выбор проводов марки АС (сталеалюминевый).
4.1Выбор сечения провода по допустимой нагрузке.
Максимальный расчетный ток:
Iрmax= Sп/ст/ , (17)
Где Uн – номинальное напряжение (110 кВ),
Iрmax= 491 А.
Расчетный ток:
Ip = Ipmax/2,
Ip=245,5 А.
Выберем сечение провода по максимальному расчетному току (вне помещения) S = 185 мм2
4.2Выберем сечение провода по экономической плотности тока
Экономически целесообразное сечение:
Sэк = Iр / jэк
Где jэк– нормированное значение экономической плотности тока.
jэк= 1 A/мм2
Sэк = 245,5мм2.
Выберем сечение провода: S = 240
Для того чтобы не учитывать потери на корону для ЛЭП 100 кВ и выше существуют рекомендованные минимальные сечения проводов (для ЛЭП 110 кВ – 70 мм2).
Из найденных значений сечения выбираем наибольшее – 240 мм2.
Проверка по падению напряжения.
Падение не должно превышать 5%.
Падение напряжения расчитывается по формуле (18)
∆Uрасч. = ∙100 % ∙ (Rл ∙ cosφ + Xл ∙ sinφ) , (18)
где Rл – активное сопротивление ЛЭП,
Xл – индуктивное сопротивление ЛЭП.
cosφ = Pср / Sср , (19)
cosφ = 0,84, sinφ = 0,54.
Rл = r0 ∙ l , (20)
где r0 - удельное активное сопротивление линии (дляАС – 185 – 0,16 Ом),
x0 - удельное реактивное сопротивление линии (для АС – 185 – 0,39 Ом),
l – длина линии (по заданию на проектирование).
Rл1 = 0,16 ∙ 3 = 0,48 Ом ∙ км .
Xл = x0 ∙ l , (21)
Xл1 = 1,17 Ом ∙ км .
∆Uрасч. 1 = = 3,38 % .
Rл2 = 1,28 Ом ∙ км .
Xл2 = 3,12 Ом ∙ км .
∆Uрасч. 2 = 1,42 % .
Условие падения напряжения выполняется.
Активные и индуктивные сопротивления обмоток трансформатора сведены в таблицу 8.
Таблица 8 - Активные и индуктивные сопротивления обмоток трансформатора
Активные сопротивления обмоток ВН Rтв,Ом |
16,53 |
Активные сопротивления обмоток СН Rтс,Ом |
1,85 |
Активные сопротивления обмоток НН Rтн,Ом |
0,15 |
Индуктивные сопротивления обмоток ВН Xтв,Ом |
347,16 |
Индуктивные сопротивления обмоток СН Xтс,Ом |
0,00 |
Индуктивные сопротивления обмоток НН Xтн,Ом |
214,91 |
