Выбор типа, числа и мощности силовых трансформаторов

Введение

КОГУ 140212.50.13.31 ПЗ

Россия занимает одно из ведущих мест в мировой системе оборота энергоресурсов и активно участвует в мировой торговле ими. Топливно-энергетический комплекс (далее – ТЭК) также играет ключевую роль в экономике страны, обеспечивает более 45 % поступлений в доходную часть консолидируемого бюджета Российской Федерации, доля отраслей ТЭК в объеме внутреннего валового продукта составляет почти 30 %. Занимая примерно восьмую часть суши планеты, Российская Федерация располагает значительными, а в ряде случаев и самым большим в мире, потенциалом ископаемых и возобновляемых источников энергии.В России на душу производится на 10% большеэлектроэнергии, чем в «старых» странах ЕС и на 35% больше чем в «новых».

В России на душу населения – 7300 КВт.ч; В Германии – 7500 Квт.чВ 2011 году российский ТЭК обеспечивал собственные потребности в энергоресурсах и являлся одним из основных поставщиков топливно-энергетических ресурсов (далее – ТЭР) на мировые энергетические рынки.Общий объем производства первичных топливно-энергетических ресурсов в 2011 году. вырос на 43, 2 млн. т у.т. или на 2, 4 % по сравнению с 2010 года.; объем экспорта ТЭР в 2011 году вырос на 1, 7 млн. т у.т. или на 0, 2 % к уровню 2010 года.

В настоящее время вектор развития России – модернизация через технологическое обновление и внедрение современных методов управления (включая информационные технологии), не имеет альтернативы. Управление развитием ТЭК в современных условиях осложнено отсутствием государственной информационной системы ТЭК. Информационно-аналитическое обеспечение руководства страны комплексными данными на основе современных IT-решений является ключевым фактором повышения качества управления энергетикой России. Вместе с тем, совершенствование информационного пространства обеспечит реализацию мероприятий по повышению безопасности работы предприятий отрасли, обеспечения устойчивой и надежной работы всей энергетической инфраструктуры, как электроэнергетики, так и нефтегазовой и угольной отрасли. Кроме того, в целях обеспечения комплексного подхода к решению проблем ТЭК, необходимо развивать новые механизмы управления отраслями ТЭК.

 

КОГУ 140212.50.13.31 ПЗ

1 Исходные данные для расчета

Исходные данные для расчета занесены в таблицу 1.

 

Таблица 1- исходных данных для расчета

 

1)Активная нагрузка подстанции - Pмах, Мвт	11, 5
2)Напряжение высокой стороны - Uвн, кВ
3)Напряжение на низкой стороне - Uнн, кВ
4)Коэффициент мощности - cos	0, 95
5)Число линий - n
6)Тип подстанции	тупиковая
7)Промышленность	бумажная

8)Категорийности потребителей

1, 2, 3

 

 

КОГУ 140212.50.13.31 ПЗ

2 Построение годового графика нагрузки по продолжительности.

Суточный график нагрузки для тяжелой машиностроительной промышленности (рисунок 1).

	S* о.е.
0, 9
0, 7
0, 5
0, 3
0, 1
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24ч
Рисунок 1 – график суточного расхода электроэнергии для тяжелого машиностроения.

Годовой график по продолжительности нагрузок показывает длительность работы подстанции в течение года с различными нагрузками. По оси ординат откладывают нагрузки в соответствующем масштабе, по оси абсцисс откладывают часы года от 0 до 8760. Нагрузки на графике показывают в порядке их убывания от P_maxдо P_min. (рисунок 2)

Число зимних суток – 209, число летних - 156

100%T₁=1*209=209ч

90%T₂=3*209=627ч

80%T₃=7*209=1463ч

70%Т₄=3*209+2*156=939ч

60%T₅= 6*209=1254ч

50%T₆=4*209+9*156=2240ч

40%Т₇=13*156=2028ч

Рисунок 2 – Годовой график продолжительности нагрузки

 

Построение годового графика продолжительности нагрузок производится на основе известных суточных графиков в процентах или в именованных единицах. По графику определяются:

1)

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

КОГУ 140212.50.13.31 ПЗ

Годовое потребление электроэнергии –W_r, МВт*ч

 

W_r= ∑ P_i*T_i, (1)

 

где: T_i – продолжительность действия нагрузок P_iв течение года

(T_i=∆ t_зi*209 + ∆ t_лi*156)

P_i – мощность на i-ой ступени годового графика, МВт.

W_r=16, 3*(1*209+0, 9*627+0, 8*1463+0, 7*939+0, 6*1254+0, 5*2240+0, 4*2028)

W_r=86139МВт*ч

Продолжительность использования максимальной нагрузки,

 

Т_max= (2)

Т_max= =5, 284ч

2) Суточный расход электроэнергии определяется по формуле:

 

W_c=∑ P_i*t, (3)

 

где: P_i – мощность на i-ой ступени суточного графика, МВт

t_i – продолжительность i-ой ступени суточного графика, ч.

W_с.=16, 3*(1*1+0, 9*3+0, 8*7+0, 7*5+0, 6*6+0, 5*13+0, 4*13=393 МВт*ч)

W_с.=393 МВт*ч

 

3) Среднесуточная активная нагрузка определяется по формуле:

 

P_ср.с. , (4)

 

где t_сут – продолжительность суток.

P_ср.с.=393/24

P_ср.с.=14, 4 МВт

4) Коэффициент заполнения графика показывает неравномерность графика работы установки:

 

К_з.г. , (5)

 

где: Р_max – максимальная нагрузка подстанции.

К_з.г.=16, 3/16, 4=0, 9

К_з.г.=0, 9

5) Полная мощность подстанции определяется по формуле:

 

S= , (6)

 

Реактивная мощность подстанции определяется по формуле:

 

Q=P* (7)

 

где: – коэффициент, берется из таблицы (для южного Урала и сетей с напряжением 110-150 кВ а=0, 31)

Q=16, 3*0, 31

Q=5 кВ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

КОГУ 140212.50.13.31 ПЗ

S=

S=17, 1 МВА

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

КОГУ 140212.50.13.31 ПЗ

3 Выбор и обоснование главной схемы электрических соединений

Учитывая наличие потребителя I категории не терпящих перерывов в электроснабжении, выбирается тупиковая схема подстанции, в которой питание потребителей производится от двух независимых источников питания.

В большинстве случаев выбор схемы базируется на технико-экономических расчетах. Для подстанции с двумя напряжениями, схема определяется однозначно, и ее проектирование сводится к выбору уже существующих типовых.

Принимаем схему с выключателями на высокой стороне и ремонтной перемычкой с выключателями, так как она является наиболее надежной (рисунок 3).

 

В 1

В 2

В 3

Т 1

Т 2

Л 1

Л 2

 

Рисунок 3 - схема с выключателями на высокой стороне и ремонтной перемычкой с выключателем.

Выбор питающей линии

В распределительных установках 35 кВ и выше принимается питающая линия выполняется сталеалюминевыми проводами, обладающие малым удельным сопротивлением и хорошей механической прочностью. Рабочий ток определяется по формуле:

I_раб= (14)

 

где: S_max-максимальная мощность подстанции (МВА);

U_вн- напряжение подстанции, с высокой стороны (кА).

I_раб=17000/381, 05=45А

Сечение питающей линии выбирается по экономической плотности тока i_эк:

F_эк= (15)

 

где: i_эк- экономическая плотность тока А/мм².

По найденным значениям Т_м=5284 для алюминиевого провода принимается i_эк=1А/мм²

F_эк=45/1=45мм²

Из условий борьбы с коронированнием в соответствии с указаниями ПУЭ для воздушных сетей 110кВ, сечение сталеалюминевых проводов принимается не менее АС-70. Принимается стандартное сечение F_эк равное 70мм². Выбирается провод марки АС-70 с I_дл.доп.=265А

Проверка по длительно допустимому току I_дл.доп

I_дл.доп I_ав

I_ав2*45=90А

265 90- условие проверки выполняется.

Проверка на корону:

Максимальное значение начальной, критической напряженности электрического поля определяется по формуле:

 

E_{0 кр.}=30, 3*m*(1+ ) (16)

 

где: m- коэффициент учитывающий шероховатость поверхности провода (m=0, 82);

r₀ - радиус провода, см.

 

r₀= (17)

 

r₀=1, 14/2=0, 57см

E₀=30, 3*0, 82(1+0, 299/0, 57)=37, 8

Напряженность электрического поля около поверхности не расщепленного провода определяется по формуле:

 

E_max= (18)

 

где: U-линейное напряжение, кВ;

D_ср- среднегеометрическая, расстояние между проводами фаз, см.

При горизонтальном расположении фаз

D_ср=1, 25*D

D_ср=1, 26*250=315 см

E_max=0, 354*110/(0, 57*2, 74)=24, 96 кВ/см

Проверка:

1, 07* E_max *Е_0.кр.

1, 07 0, 9*37, 8

26, 707 34, 02 – условие проверки выполняется.

Расположение проводов показано на рисунке 5.

 

 

 

D_ср

 

D

 

Рисунок 5 -расположение провода по вершинам треугольника

 

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

КОГУ 140212.50.13.31 ПЗ

7.2 Выбор высокочастотного заградителя

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

КОГУ 140212.50.13.31 ПЗ

На понизительных подстанциях 110/10кВ целесообразно применять схемы с передачей отключающего импульса от защиты трансформатора, на отключение головного выключателя питающей линии по проводам воздушных линий с помощью высокочастотного заградителя. Выбирается высокочастотный заградитель типа ВЗ-600-0, 25 (таблица 5.19 [1])

Данные высокочастотного заградителя U_н=110кВ, I_н=600А, тип реактора РЗ-600-0, 25, индуктивность 0, 25 Гн.

Выбор подвесных изоляторов

 

Для подстанций с U_н=110кВ берут 6-7 изоляторов. В натяжной гирлянде число изоляторов увеличивается на единицу, при загрязнении атмосферы, гирлянду увеличивают на 1-2 изолятора. Выбираются на подвесные изоляторы на U_н=110кВ, 7 изоляторов, в напряженной -8 изоляторов. Выбирается изолятор типа ЛК-70/110-IV.

 

Введение

КОГУ 140212.50.13.31 ПЗ

Россия занимает одно из ведущих мест в мировой системе оборота энергоресурсов и активно участвует в мировой торговле ими. Топливно-энергетический комплекс (далее – ТЭК) также играет ключевую роль в экономике страны, обеспечивает более 45 % поступлений в доходную часть консолидируемого бюджета Российской Федерации, доля отраслей ТЭК в объеме внутреннего валового продукта составляет почти 30 %. Занимая примерно восьмую часть суши планеты, Российская Федерация располагает значительными, а в ряде случаев и самым большим в мире, потенциалом ископаемых и возобновляемых источников энергии.В России на душу производится на 10% большеэлектроэнергии, чем в «старых» странах ЕС и на 35% больше чем в «новых».

В России на душу населения – 7300 КВт.ч; В Германии – 7500 Квт.чВ 2011 году российский ТЭК обеспечивал собственные потребности в энергоресурсах и являлся одним из основных поставщиков топливно-энергетических ресурсов (далее – ТЭР) на мировые энергетические рынки.Общий объем производства первичных топливно-энергетических ресурсов в 2011 году. вырос на 43, 2 млн. т у.т. или на 2, 4 % по сравнению с 2010 года.; объем экспорта ТЭР в 2011 году вырос на 1, 7 млн. т у.т. или на 0, 2 % к уровню 2010 года.

В настоящее время вектор развития России – модернизация через технологическое обновление и внедрение современных методов управления (включая информационные технологии), не имеет альтернативы. Управление развитием ТЭК в современных условиях осложнено отсутствием государственной информационной системы ТЭК. Информационно-аналитическое обеспечение руководства страны комплексными данными на основе современных IT-решений является ключевым фактором повышения качества управления энергетикой России. Вместе с тем, совершенствование информационного пространства обеспечит реализацию мероприятий по повышению безопасности работы предприятий отрасли, обеспечения устойчивой и надежной работы всей энергетической инфраструктуры, как электроэнергетики, так и нефтегазовой и угольной отрасли. Кроме того, в целях обеспечения комплексного подхода к решению проблем ТЭК, необходимо развивать новые механизмы управления отраслями ТЭК.

 

КОГУ 140212.50.13.31 ПЗ

1 Исходные данные для расчета

Исходные данные для расчета занесены в таблицу 1.

 

Таблица 1- исходных данных для расчета

 

1)Активная нагрузка подстанции - Pмах, Мвт	11, 5
2)Напряжение высокой стороны - Uвн, кВ
3)Напряжение на низкой стороне - Uнн, кВ
4)Коэффициент мощности - cos	0, 95
5)Число линий - n
6)Тип подстанции	тупиковая
7)Промышленность	бумажная

8)Категорийности потребителей

1, 2, 3

 

 

КОГУ 140212.50.13.31 ПЗ

2 Построение годового графика нагрузки по продолжительности.

Суточный график нагрузки для тяжелой машиностроительной промышленности (рисунок 1).

	S* о.е.
0, 9
0, 7
0, 5
0, 3
0, 1
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24ч
Рисунок 1 – график суточного расхода электроэнергии для тяжелого машиностроения.

Годовой график по продолжительности нагрузок показывает длительность работы подстанции в течение года с различными нагрузками. По оси ординат откладывают нагрузки в соответствующем масштабе, по оси абсцисс откладывают часы года от 0 до 8760. Нагрузки на графике показывают в порядке их убывания от P_maxдо P_min. (рисунок 2)

Число зимних суток – 209, число летних - 156

100%T₁=1*209=209ч

90%T₂=3*209=627ч

80%T₃=7*209=1463ч

70%Т₄=3*209+2*156=939ч

60%T₅= 6*209=1254ч

50%T₆=4*209+9*156=2240ч

40%Т₇=13*156=2028ч

Рисунок 2 – Годовой график продолжительности нагрузки

 

Построение годового графика продолжительности нагрузок производится на основе известных суточных графиков в процентах или в именованных единицах. По графику определяются:

1)

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

КОГУ 140212.50.13.31 ПЗ

Годовое потребление электроэнергии –W_r, МВт*ч

 

W_r= ∑ P_i*T_i, (1)

 

где: T_i – продолжительность действия нагрузок P_iв течение года

(T_i=∆ t_зi*209 + ∆ t_лi*156)

P_i – мощность на i-ой ступени годового графика, МВт.

W_r=16, 3*(1*209+0, 9*627+0, 8*1463+0, 7*939+0, 6*1254+0, 5*2240+0, 4*2028)

W_r=86139МВт*ч

Продолжительность использования максимальной нагрузки,

 

Т_max= (2)

Т_max= =5, 284ч

2) Суточный расход электроэнергии определяется по формуле:

 

W_c=∑ P_i*t, (3)

 

где: P_i – мощность на i-ой ступени суточного графика, МВт

t_i – продолжительность i-ой ступени суточного графика, ч.

W_с.=16, 3*(1*1+0, 9*3+0, 8*7+0, 7*5+0, 6*6+0, 5*13+0, 4*13=393 МВт*ч)

W_с.=393 МВт*ч

 

3) Среднесуточная активная нагрузка определяется по формуле:

 

P_ср.с. , (4)

 

где t_сут – продолжительность суток.

P_ср.с.=393/24

P_ср.с.=14, 4 МВт

4) Коэффициент заполнения графика показывает неравномерность графика работы установки:

 

К_з.г. , (5)

 

где: Р_max – максимальная нагрузка подстанции.

К_з.г.=16, 3/16, 4=0, 9

К_з.г.=0, 9

5) Полная мощность подстанции определяется по формуле:

 

S= , (6)

 

Реактивная мощность подстанции определяется по формуле:

 

Q=P* (7)

 

где: – коэффициент, берется из таблицы (для южного Урала и сетей с напряжением 110-150 кВ а=0, 31)

Q=16, 3*0, 31

Q=5 кВ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

КОГУ 140212.50.13.31 ПЗ

S=

S=17, 1 МВА

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

КОГУ 140212.50.13.31 ПЗ

3 Выбор и обоснование главной схемы электрических соединений

Учитывая наличие потребителя I категории не терпящих перерывов в электроснабжении, выбирается тупиковая схема подстанции, в которой питание потребителей производится от двух независимых источников питания.

В большинстве случаев выбор схемы базируется на технико-экономических расчетах. Для подстанции с двумя напряжениями, схема определяется однозначно, и ее проектирование сводится к выбору уже существующих типовых.

Принимаем схему с выключателями на высокой стороне и ремонтной перемычкой с выключателями, так как она является наиболее надежной (рисунок 3).

 

В 1

В 2

В 3

Т 1

Т 2

Л 1

Л 2

 

Рисунок 3 - схема с выключателями на высокой стороне и ремонтной перемычкой с выключателем.

Выбор типа, числа и мощности силовых трансформаторов

При определении числа трансформаторов на подстанции исходят из обеспечения питания с учетом категории потребителей. При наличии потребителей первой категории на подстанции должно быть установлено не менее двух силовых трансформаторов.

Ориентировочная мощность трансформатора

 

S_тр=(0, 65: 0, 75)*S_м, (8)

 

где: S_м – максимальная мощность подстанции, МВА

S=0, 7*16, 3

S=11, 4 МВА

Принимаются 2 трансформатора мощностью S_нт=16МВА

Выбранные трансформаторы проверяются на аварийную перегрузочную способность по ГОСТ 14209-97.

Для города Оренбурга t^○ =12^○ c принимается коэффициент перегрузки k=1, 5.

Мощность, обеспечиваемая трансформатором в период перегрузки S=1, 5*16, 3=24

Условия работы трансформатора при перегрузке выполняется, следовательно окончательно принимаем силовой трансформатор ТДН 16000/110.

Определяется коэффициент обеспеченности трансформаторной мощности по формуле:

 

Изм.Изм.

ЛистЛист

№ докум.№ докум.

ПодписьПодпись

ДатаДата

ЛистЛист

КОГУ 140212.50.13.31 ПЗ Курсовая работа

К^*_нт= (9)

 

К^*_нт=32/16, 3=1, 96

К^*_нт> 1, 0> 1 – проверка на систематическую перегрузку не требуется. Выбирается трансформатор типа ТДН-16000/110

 

 

Таблица 2 – Параметры трансформатора ТДН-16000/110

 

Тип	Sнт мВА	Uнвн кВ	Uннн кВ	∆ Pхх кВт	∆ Pкз кВт	Uк %	Iхх %	длина	ширина	высота
ТДН 16000/110			10, 5			10, 5	0, 7		3, 5	5, 5

 

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

КОГУ 140212.50.13.31 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

КОГУ 140212.50.13.31 ПЗ

5 Расчет токов короткого замыкания

На основании составленной расчетной схемы установки составляются схемы замещения, по которой ведется расчет токов короткого замыкания. Для ограничения токов короткого замыкания на низкой стороне принимаем раздельную работу силовых трансформаторов, что позволяет перейти к данной схеме замещения (рисунок 4).

Рисунок 4 – Схема замещения

 

Необходимо для того, чтобы правильно выбрать, проверить электрические аппараты и токоведущие части.

Расчет токов короткого замыкания проводят в относительных единицах. При использовании системы относительных единиц, все рсчетные данные приводят к базисным напряжению и мощности. За базисное значение напряжения принимается напряжение той ступени на которой произошло короткое замыкание.

За базисную мощность принимается суммарное значение мощности всех источников питания или удобное для расчета число, кратное десяти.

Расчет тока короткого замыкания для точки К₁.

U_б=115 кВ

S_б=100 МВА

I_б =100/(1, 7*115)=0, 502кА

I_б

 

 

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

КОГУ 140212.50.13.31 ПЗ

По расчетным кривым таблицы 1 определяется:

t=0

X_*=0, 4

Для t=0 и X_*=0, 4 – I_*" t=2, 5 осуществляется перевод от простых единиц к именованным:

I" =2, 5*0, 502=1, 255 кА

I" =I_б*I_*t=0

Определяем ударный ток:

I_у=2, 55*I"

I_у=3, 2 кА

Определяем мощность короткого замыкания:

S_кз=S_б* I_*t

S_кз=100*2, 5=250 МВА

Расчет тока короткого замыкания I_кз для К₂

U_б=10, 5кВ

S_б=100 МВА

I_б=

I_б=

X_тр= =0, 42

X_∑ +Х_тр=0, 4+0, 42=0, 82

Осуществляем переход от относительных единиц к именованным:

I_ка=I_б*I_*t=0=5, 49*0, 99=5, 43кА

Определяется ударный ток

I_y=2, 55*543=13, 84

 

Определяется мощность короткого замыкания

S_к.з.=S_б*I_*t=0=100*0, 99==990

 

Таблица 3- параметры короткого замыкания схемы

 

№ точки	Iб кА	I|| кА	iy кА	Sкз МВА
К1	0, 502	1, 26	3, 2
К2	5, 49	5, 43	13, 8

 

 

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

КОГУ 140212.50.13.31 ПЗ

6 Определение времени короткого замыкания в зависимости от уровня (места) короткого замыкания

12Следующая ⇒

Поделиться:

Популярное:

1. A.16.14.5. Экран выбора веса поезда
2. I этап. Определение стратегических целей компании и выбор структуры управления
3. I. Выбор электродвигателя и кинематический расчет
4. VIII. Стратегия выбора профессии
5. АКТИВНАЯ, РЕАКТИВНАЯ И ПОЛНАЯ МОЩНОСТИ ЦЕПИ
6. Анализ годового режима работы СКВ и выбор контуров регулирования
7. Арифметические операции с числами в формате с плавающей запятой
8. Архитектурный стиль: византийский одноглавый, кубического типа, четырёхстолпный, трёхапсидный храм
9. Атаки с выбором открывающегося сектора
10. Аудиторская выборка: основные принципы и порядок построения
11. Б4/5. Обоснование выбора применяемых подходов и методов к оценке недвижимости, критерии выбора. Согласование результатов и утверждение оценки стоимости.
12. Базовые функции выборки данных