Управление системами электроснабжения

На  подстанциях с высшим напряжением  ПО-220 кВ и двумя пониженными напряжениями 35 и 6-10 кВ применяют трехобмоточные трансформаторы 110-220/35/10-6 кВ.

Режим работы трансформаторов. На подстанциях  с несколькими трансформаторами (автотрансформаторами) принято держать все транс-форматоры включенными, несмотря на то, что нагрузка подстанции под-вержена значительным изменениям в течение суток и года. Экономия электроэнергии, которая могла бы быть получена при отключении части трансформаторов в часы минимума нагрузки, относительно невелика. В то же время частые отключения трансформаторов нежелательны, так как каждое отключение связано с перенапряжением, а каждое включение - с появлением значительного переходного тока и соответствующих электродинамических сил в обмотках. При этом нарушается прочность крепления обмоток. Систематические Отключения и включения трансформаторов связаны с износом коммутационных аппаратов.

 

 

 

 

 

 

 

 

2. Специальная часть

2.1 Расчёт нагрузки  и выбор трансформатора для  питания нагрузки без компенсации реактивной энергии

 

КТП 113 питается от системы энергоснабжения мощностью 160 МВА, линия передачи ВН 320 м.

Таблица 1 – Исходные данные

Название механизма	Кол-во	Р кВт	Об/мин	Кс	tg φ	Тип электродвигателя
Насос пожаротушения	2	200	1475	0,7	0,62	А-103-4М
Насос пожаротушения	1	160	2955	0,7	0,62	А-101-2М
Насос подъёма нефти	3	55	1480	0,7	0,62	АИР225М4
Осевые  винтеляторы	8	0,18	1500	0,6	0,75	АИР56В4
Электрозадвижки	22	1,1	1400	0,2	1,17	АИР80А4

 

 

       ;                               (1)

      ;                                (2)

     ,                                 (3)

 

где: - номинальная активная нагрузка, кВт;

 - расчётная активная нагрузка, кВт;

 - расчётная реактивная нагрузка ,квар;

 - расчётная полная нагрузка, кВА;

- коэффициент реактивной мощности;

- коэффициент  спроса,

;

;

;

 

определим потери в трансформаторе,

 

;

;

;

Определим расчётную мощность трансформатора с учётом потерь, но без компенсации реактивной мощности.

    

  .

Согласно  требованиям ПУЭ выбираем трансформатор ТМ 630/10/0,4;

 

                        (4)

                   

Выбран  трансформатор ТМ 630/10/0,4; К_з = 0,96.

 

 

 

2.2 Выбор трансформатора для питания нагрузки после компенсации реактивной энергии

 

Расчетную реактивную мощность КУ можно определить из соотношения

 

                             ₍₅₎

где: Q — расчетная мощность КУ, квар;

 — коэффициент, учитывающий повышение cos естественным способом, принимается = 0,9;

tg , tg — коэффициенты реактивной мощности до и после компенсации.

Компенсацию реактивной мощности по опыту эксплуатации производят до получения значения cos = 0,92.;.0,95.

Задавшись cos из этого промежутка, определяют tg .

Значения  , tg выбираются по результату расчета нагрузок из "Сводной ведомости нагрузок".

Задавшись типом КУ, зная Q_кр и напряжение, выбирают стандартную компенсирующую установку, близкую по мощности.

Применяются комплектные конденсаторные установки (ККУ) или конденсаторы, предназначенные для этой цели.

После выбора стандартного КУ определяется фактическое значение cos

 

                                  ₍₆₎

 

где Q — стандартное значение мощности выбранного КУ, квар.

 

По tg определяют cos :

 

                     (7)     

;

_{Таблица 2 – Технические параметры КУ}

Параметр	cosφ	tgφ	,кВт	,квар	,кВА
Всего на НН без КУ	0,8	0,742	513,2	321	605,3

   

   Определяется расчётная мощность КУ

 

 

Принимается cosφ = 0,95, тогда tgφ = 0,329.

По таблице  выбирается УК 2-0,38-50 со ступенчатым  регулированием по 25 квар.

Определяется  фактические значения tgφ и cosφ после компенсации реактивной мощности:

      ;

,

 

Определяются  расчётная мощность трансформатора с учётом потерь:

       ;

;

.

 

По  таблице выбираем трансформатор ТМ 630/10/0,4;

 

; ;

; ;

; ;

; ;

 

Определяем

.

Таблица 3 – Полученные данные нагрузок

Параметр	cosφ	tgφ	,кВт	,квар	,кВА
Всего на НН без КУ	0,841	0,643	513,2	321	605,3
КУ	-	-	-	4*50	-
Всего на НН с КУ	0,955	0,309	513,2	121	527,3
Потери	-	-	10,5	52,73	53,8
Всего ВН с КУ	-	-	523,7	173,73	551,8

 

выбираем 4*УКБ-0,38-50УЗ, трансформатор ТМ 630/10/0,4; К_з = 0,84.

 

2.3 Расчёт сечения и выбор проводов для питания подстанции (КТП)

 

Проверка выбранного сечения по допускаемой величине потери напряжения.

Высшее  напряжение подстанции 6кВ низшее 0,4кВ.

Методика  расчёта

Рассчитать  линию электропередачи (ЛЭП)- это значит определить:

• сечение провода и сформировать марку;
• потери мощности;
• потери напряжения.

 

,                                        (8)

 

Потери  мощности в ЛЕП определяем по формулам

 

; ,          (9)    

где I_м.р – максимальный расчётный ток в линии при нормальном режиме работы, А. Для трёх фазной сети.

∆P_лэп – потери активной мощности в ЛЭП, МВт;

∆Q_лэп – потери реактивной мощности в ЛЭП, Мвар;

S_пер – полная передаваемая мощность, МВА;

U_пер – напряжение передачи, кВ;

   R_лэп, X_лэп – полное активное и индуктивное сопротивление, Ом;

n_лэп – число параллельных линий.

 

.                       (10)

 

 

 

Сопротивление в  ЛЭП определям из соотношений

 

; ,                (11)      

 

где r₀, x₀ – удельные сопротивления, Ом/км.

Значение активного сопротивления на единицу длины определяется для воздушных, кабельных и других линий при рабочей температуре

 

,                                 ₍₁₂₎

 

где γ – удельная проводимость, .

Так как чаще всего  длительно допустимая температура  проводников 65 или 70 ^˚С, то без существенной ошибки принимают

γ = 50 для медных проводов,

γ = 32 для алюминиевых проводов;

F – сечение проводника (одной жилы кабеля), мм².

Значение индуктивного сопротивления на единицу длины  с достаточной точностью принимается  равным

Х₀ = 0,4 Ом/км для воздушных ЛЭП ВН;

Х₀ = 0,08 Ом/км для кабельных ЛЭП ВН.

Потери напряжения в ЛЭП определяются из соотношения

 

,              (13)

 

где ∆U_лэп – потеря напряжения в одной ЛЭП, %;

P_лэп – передаваемая по линии активная мощность, МВт;

L_лэп – протяженность ЛЭП, км;

r₀, x₀ – активное и индуктивное сопротивления на единицу     длины ЛЭП;

U_лэп – напряжение передачи, кВ.

Для перевода % в кВ применяется соотношение

 

.                          (14)

 

Определяем  максимальный расчетный ток

 

;

 

Определяем минимальное сечение проводов по формуле

 

          ₍₁₅₎

 

где F – сечение проводов, мм².

Выбираем  алюминиевый кабель проложенный  в земле с сечением жил 25мм².

Определяем сопротивление ЛЭП

 

;

;

.

 

Определяем потери мощности в ЛЭП

 

       ;

;

;

;

 

Определяем потери напряжения в ЛЭП

 

;

.

 

Выбираем кабель 3×25мм², I_доп = 60А, L_лэп = 320м, ΔS_лэп = 4кВА, ΔU_лэп = 0,55%.

 

               2.4 Расчёт и выбор автоматов на 0,4кВ

Определяем силу тока после трансформатора на низкой стороне

 

;

 

Выбираем шины алюминиевые прямоугольного сечения 60×8мм, I_доп = 1025А

Выбираем  автомат серии Э10 (Электрон) I_ном = 1000 А, коммутационная способность i_вкл = 84 кА, I_откл = 40 кА, односекундная термическая устойчивость i_y = 1100 кА²*с.

 

Для ШМА выбираем алюминиевые шины сечением 60×6мм², I_доп = 870А.

Определяем  сечение кабелей и автоматы ШНН – ШМА

Выбираем  трёхжильный кабель АВВГ 3×3×150_мм² на I_доп = 3×255А, L = 10м, проложенный в воздухе и автомат АВМ - 10Н, I_ном = 1000А, I_рас = 1000А, i_вкл = 42кА, I_откл = 20кА, уставка тока мгновенного срабатывания 2000А.

Выбранное сечение проверяем по потере напряжения.

 

.          (16)

Для ШРА выбираем алюминиевые шины сечением 25×3мм², I_доп = 265А.

Определяем  сечение кабелей и автоматы ШНН – ШРА

Выбираем четырёхжильный кабель АВВГ 150_мм² на I_доп= 255А, L=10м, проложенный в воздухе и автомат АВМ-4Н, I_ном = 400А, I_рас =400А, i_вкл = 42кА, I_откл = 20кА, уставка тока мгновенного срабатывания 700А.

Выбранное сечение проверяем по потере напряжения. 

 

      .

 

Определяем  сечение кабелей и автоматы для РУ (22 электрозадвижки и 8 осевых вентиляторов) с учётом коэффициента спроса;