Расчет трансформаторной подстанции

 

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

 

2. 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.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4. 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