 |
2ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ. 2.2 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов на ПС
|
|
|
|
1 ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОЕКТИРУЕМОГО ОБЪЕКТА
Исходными данными для проектирования является подстанция 110/10.
Схема подключения подстанции представлена на рис 1. 1.
Рисунок 1. 1- Схема электроснабжения
Максимальная нагрузка ПС Рмах= 30 мВт, соsφ =0, 90
Суточный график нагрузок на стороне 10 кВ представлен в таблице 1. 1
Таблица 1. 1- График нагрузки
| Время суток, ч | Активная нагрузка, % | |
| Зима | Лето | |
| 0-6 | ||
| 6-12 | ||
| 12-18 | ||
| 18-24 | ||
Количество отходящих линий на стороне 10 кВ-10.
Категории надежности электроснабжения у потребителей: I-15%, II-25%, III-60%.
Генераторы ТЭЦ:
-тип генератора ТВФ-100-2;
-номинальная мощность Рном=100МВт;
-номинальная полная мощность Sном=117, 5 М ВА;
коэффициент мощности соsφ =0, 85;
-генераторное напряжение Uном=10, 5кВ;
сопротивление генератора Хd=0, 183 о. е.
Блочные трансформаторыс номинальной мощностью
Sном т= 125 МВА, uкз = 10, 5%.
-Система: Sc=1000МВА, Uном=110кВ, Х=0, 6о. е.
-Линии W1=50км, W2=90км, W3=120км.
-Максимальное число часов нагрузки Tmax=6000ч.
2ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2. 1Обработка графиков нагрузки
По существующим графикам нагрузки производим перевод мощности из Р% в МВт для лета и зимы например, для потребителей РУ НН для интервала времени 0-6ч, зимний период.
где 
максимальная нагрузка, которая составляет 30 МВт
Расчеты для других ступеней графика нагрузки сведем в таблицу 2. 1
Таблица 2. 1- Активная нагрузка
| Активная нагрузка, МВт | |
| Зима | Лето |
| Р1=18 | Р1=12 |
| Р2=30 | Р2=18 |
| Р3=27 | Р3=18 |
| Р4=24 | Р4=12 |
Характерный график активной нагрузки на стороне 10КВ представлен на рисунке 2. 1
Рисунок 2. 1- Cуточный график активной мощности потребителей
Построим годовой график продолжительности нагрузок рис 2. 2.
|
|
|
Принимаем: летом 182 суток зимой 183суток. И строим годовой график. По оси ординат откладываем нагрузки, а по оси абсцисс часы года, от 0 до 8760ч нагрузки располагаем в порядке убывания.
Продолжительность ступени загрузки для годового графика Т, ч определяется по формуле:
где t- продолжительность ступени для зимнего(летнего) графика, часы.
T1=183 
6=1098 P1=30MBт
T2=183 6=1098 P2=27MBт
T3=183 6=1098 P3=24MBт
T4=183 6=1098P4=18MBт
T5=182 6=1092P5=18MBт
T6=182 6=1092 P6=18MBт
T7=182 6=1092 P7=12MBт
T8=182 6=1092 P8=12MBт
Рисунок 2. 2- Годовой график продолжительности нагрузок
Определяем технически-экономические показатели из графика нагрузки подстанции:
- энергия Wг МВт ч/год потребляемая подстанцией за год, определяется по формуле:
(2. 3)
где 
– мощность i-той ступени;
, – продолжительность i-той ступени.
- среднегодовая нагрузка Pср, МВт определяется по формуле:
- коэффициент заполнения графиков Kз:
Время максимальных потерь 
определяется по формуле:
(2. 6)
2. 2 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов на ПС
Если среди потребителей подстанций есть потребители Iи IIкатегории, то, согласно ПУЭ требуется установка двух трансформаторов. Номинальная мощность трансформаторов выбирается по двум условиям:
1. В нормальном режиме должно быть обеспечено электрическое снабжение всех потребителей.
где Smax– максимальная нагрузка подстанции, в МВА;
N – количество трансформаторов, принимаем N=2;
коэффициент загрузки, при наличии потребителей I и II категории рекомендуется принимать 0, 7 согласно [3].
|
|
|
2. Послеаварийном режиме в результате выхода из строя одного трансформатора должно быть обеспечено электроснабжение потребителей Iи IIкатегории электроснабжения, SmaxI, II, с учетом допустимой перегрузки трансформатора оставшегося в работе.
Аварийная длительная перегрузка масленых трансформаторов с системами охлаждения М, Д, ДЦ и Ц допускается на 40% (Кав=1, 4) в течение 6 часовне более 5 суток.
Выбираем трансформаторы типа ТРДН-40000/110.
В экономическом сравнении будет рассматриваться два варианта установки трансформатора ТРДН-40000/110 и ТРДН-25000/110.
Каталожные данные представим в таблице 2. 2
Таблица 2. 2- Каталожные данные трансформаторов
| Тип трансформаторов | Номинальная мощность, МВА | Номинальное напряжение | Потери, кВт | Напряжениек. з uкз% | Токх. х, % | Цена тыс. руб. (2000г. ) | ||
| ВН | НН | Рхх | Ркз | |||||
| ТРДН-40000/110 | 10, 5 | 10, 5 | 0, 65 | |||||
| ТРДН-25000/110 | 10, 5 | 10, 5 | 0, 7 | |||||
Определим потери электроэнергии в трансформаторах установленных на ПС для первого варианта.
Потери мощности холостого хода в трансформаторе определим по формуле.
где 
= 0, 8 кВт/квар – экономический эквивалент для перевода реактивной мощности в активную;
– потери холостого хода кВт;
ток холостого хода %.
Потери мощности короткого замыкания рассчитываем по формуле:
где 
- потери короткого замыкания;
– напряжение короткого замыкания в %.
Определим годовые потери в трансформаторе ∆ Wт, МВтч/ год по формуле:
где 
– число часов работы трансформаторов в году 8760 час.;
- время наибольших потерь;
- расчетная мощность кВА.
Определим потери мощности в трансформаторах для второго варианта:
- потери холостого хода:
- потери короткого замыкания:
Потери электроэнергии в трансформаторах для второго варианта:
Для дальнейшего расчета примем вариант №2.
|
|
|
