Выбор типа и мощности силового трансформатора

Необходимо спроектировать двухтрансформаторную главную понизительную подстанцию, выбрать соответствующее оборудование на стороне высокого и низкого напряжения, выбрать тип кабеля, питающего высоковольтный двигатель (кабель проложен в траншее в земле). Всё оборудование проверить на термическую и динамическую устойчивость в различных режимах работы и от действия токов короткого замыкания. Выбрать типы и места установки разрядников, рассчитать контур заземления и грозозащиту. Так как коэффициент мощности нагрузки cosj меньше 0,92, то необходимо рассчитать мощности компенсирующих устройств, доведя cosj до 0,92. Выбрать приборы учёта и измерения, определить места их установки. Рассчитать мощность потребителя подстанции (собственные нужды) и выбрать источники оперативного тока.

Исходные данные представлены в таблице 1.1

 

Таблица 1.1 – Исходные данные

S1, МВА		1770	SН1, кВА	16000
S2, МВА		1550	SН2, кВА	20000
l1, км		20	U1, кВ	35
l2, км		22	U2, кВ	10
l3, км		1,9	cosφ	0,77
Категория потребителей, %	I	5	РН3, кВт	800
	II	30	Число отходящих ЛЭП	42
	III	65

 

Схема участка электрической сети приведена на рисунке 1.1, график нагрузок – на рисунке 1.2.

Рисунок 1.1 – Схема участка электрической сети

Лист

4

Рисунок 1.2 –Суточный график электрической нагрузки для зимнего максимума и летнего минимума.

 

Выбор типа и мощности силового трансформатора

2.1 Определение присоединённой мощности S_Н3

По заданной мощности (Р_Н3=800 кВт) выбираем синхронный двигатель

Таблица 1.1 – Параметры синхронного двигателя

Марка	РН3, кВт	UН, кВ	ηН, %	сos φ
4A-800-3М	800	10	0,96	0,89

 

Зная параметры двигателя, определим присоединённую мощность:

 кВА.

где cosφ – коэффициент мощности двигателя; η – КПД двигателя.

 

Находим ток двигателя:

 А.

Определение суммарной мощности нагрузки на шинах ГПП

 кВА=36,94 МВА.

Определение ориентировочной мощности силового трансформатора

 МВА.

Экономически целесообразный интервал для технико-экономических расчетов лежит между стандартными мощностями 16 МВА и 25 МВА.

 

2 .4 Построение годового графика электрических нагрузок по продолжительности.

Лист

5

Рисунок 2.1 – График нагрузки для зимнего максимума

и летнего минимума.

Данные, необходимые для построения графика по продолжительности, представлены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 График нагрузки по продолжительности, составленный на основании данных таблицы 2.2, представлен на рисунке 2.2.

 

Si, кВА	ti, часов	n, сут	t, часов	Координата,часов	W, МВА*час
36936,33	2	212	636	636	23468,4
36226,04	4	153	848	1484	30697,6
34805,39	2	212	424	1908	14755,2
34095,07	3	153	459	2367	15651,9
31253,81	4	153	612	2979	19155,6
28412,56	2	153	306	3285	8690,4
26281,62	3	212	636	3921	16726,8
24150,67	3	153	459	4380	11107,8
20599,11	3	212	636	5016	13101,6
18468,16	3	153	459	5475	8491,5
14916,59	2	212	424	5899	6317,6
9944,4	2	153	306	6205	3029,4
9234,08	5	212	1060	7265	9752
7813,45	2	212	424	7689	3307,2
4261,88	5	153	765	8454	3289,5
2841,26	2	153	300	8760	856,8
Сумма					188399,3

 

Э_а = 188399,3 х 0.92 = 173327,356 МВт час

Р_max = 36,94 х 0,92 = 33,98 МВт

час

По результатам расчетов строится график по продолжительности (рисунок 2.2).

 

Лист

6

Рисунок 2.2 – График нагрузок по продолжительности

Для данных используемых в нашем расчете, для полученного графика Т_max = 5100,14 ч/год.

 

Лист

7

2.5 Определяем время максимальных потерь

По графику зависимости от на рисунке Б.9 из пособия к курсовому и дипломному проектированию.

=3521,13 ч/год

ч/год

2.6 Определение коэффициента ψ

Определим коэффициент ψ по формуле:

Выбор выключателей

Выберем элегазовые высоковольтные выключатели типа ВГБЭП – 35-12.5/630 УХЛ1 (В – выключатель; Г – газовый (элегазовый); Б – Баковый 35– номинальное напряжение, кВ; 12,5 – номинальный ток отключения, кА; 630 – номинальный ток, А; УХЛ – для работы в районах с умеренным и холодным климатом; 1 – для работы на открытом воздухе).

а) по номинальному напряжению:

б) по номинальному току:

. Рабочий максимальный ток определим по формуле . Ток трансформатора на стороне высшего напряжения равен , тогда

.

.

в) по динамической стойкости к току КЗ:

г) по термической стойкости к току КЗ:

, где  – ток термической стойкости;  – время, в течение которого выключатель может выдержать ток ;  – время срабатывания релейной защиты по условию селективности.

Так как параметры выключателей ВГБЭП – 35-12.5/630 УХЛ1 подходят по всем условиям, то примем данные выключатели к исполнению.

Выбор разъединителей

Выберем разъединители РНДЗ-2-35/1000ХЛ1 горизонтально-поворотного типа (Р – разъединитель; Н – наружной установки; Д – двухколонковый; З-2– с двумя и с одним заземляющими ножами; 35 – - номинальное напряжение; 1000 – номинальный ток, А; ХЛ – для работы в районах с холодным климатом; 1 – для работы на открытом воздухе).

а) по номинальному напряжению:

.

Лист

14

б) по номинальному току:

.

в) по динамической стойкости к току КЗ:

.

г) по термической стойкости к току КЗ:

,

Так как параметры разъединителя РНДЗ.2-35/1000ХЛ1 подходят по всем параметрам, то примем данный разъединитель к исполнению.

Выбор гибких шин

В ОРУ 35 кВ выбраны гибкие шины из сталеалюминевого провода и проверены по следующим условиям:

а) по экономической плотности тока:

, где  – экономическое сечение проводника, мм²; при котором обеспечивается минимум суммарных эксплуатационных расходов в связи с уменьшением потерь энергии в проводе,

где  – ток нормального режима, А;

Лист

15

 – экономическая плотность тока.

.

Принят провод марки АС-50/8.

АС – провод со стальным сердечником и алюминиевыми проволоками;

50 – площадь сечения алюминия, мм²;

8 – площадь сечения стали, мм²;

б) проверка сечения на нагрев (по допустимому току):

 

.

Выбор трансформаторов тока

Выберем трансформаторы тока, встроенные в силовые трансформаторы типа ТВТ35-I-1000/5 (Т – трансформатор тока; В – встроенный; Т – для силовых трансформаторов; 35 – номинальное напряжение ввода трансформатора, кВ; I – вариант конструктивного исполнения; 1000 – номинальный первичный ток основного ввода, А; 5 – номинальный вторичный ток, А) и проверим их по следующим условиям:

а) по номинальному напряжению:

.

б) по номинальному току:

.

в) по динамической стойкости к току КЗ:

, где  – параметр, определяющий динамическую стойкость.

г) по термической стойкости к току КЗ:

, где  – параметр, определяющий термическую стойкость.

Так как параметры трансформаторов тока ТВТ35-I-1000/5 подходят по всем параметрам, то примем данные трансформаторы к исполнению.

 

Выбор выключателей

Лист

16

На выводах от трансформаторов выберем электромагнитные выключатели типа ВВЭ-10-31,5/2500 У3 (В – выключатель; Э – электромагнитный; 10 – номинальное напряжение, кВ; 31,5 – номинальный ток отключения, кА; 2500 – номинальный ток, А;).

   Проверим данные выключатели по следующим условиям:

а) по номинальному напряжению:

б) по номинальному току:

, где .

Ток трансформатора на стороне низкого напряжения равен , тогда

.

.

в) по динамической стойкости к току КЗ:

г) по термической стойкости к току КЗ:

.

Так как параметры выключателей ВВЭ-10-31,5/2500 У3 подходят по всем параметрам, то примем данные выключатели к исполнению.

Для отходящей кабельной линии  выберем выключатели типа ВВЭ – 10 – 31,5/2500 У3 (В – выключатель; Э – электромагнитный; 10 – номинальное напряжение, кВ; 31,5 – номинальный ток отключения, кА; 2500 – номинальный ток, А;).

 Проверим данные выключатели по следующим условиям:

а) по номинальному напряжению:

Лист

17

б) по номинальному току:

, для двигателя .

.

в) по динамической стойкости к току КЗ:

г) по термической стойкости к току КЗ:

.

.

Так как параметры выключателей ВВЭ – 10 – 31,5/2500 подходят по всем параметрам, то примем данные выключатели к исполнению. Эти же выключатели установим на отходящих линиях.

Выбор шин

В ЗРУ 10 кВ выбираются алюминиевые шины прямоугольного сечения.

Шины выбираются по поминальному допустимому току на стороне 10 кВ:

Выбираем плоские алюминиевые шины прямоугольного сечения размером 100´6 при допустимом токе [1, табл. 7.6] . Параметры выбранных шин: , , . Примем во внимание, что шины расположены горизонтально (рисунок 5.1).

Рисунок 5.1 – Расположение шин

 

Проверка выбора шин:

а) Выбранные шины проверяем на термическую стойкость при к.з. по минимальному допустимому сечению:

Лист

18

,  – для алюминиевых шин

У выбранной шины сечение .

б) по допустимому продолжительному току:

.

в) по динамической стойкости к току КЗ:

В прямоугольных шинах динамическое напряжение, возникающее в материале шины равно , где  – напряжение от взаимодействия фаз, МПа.

Рисунок 5.2 – Расположение шин в вертикальной плоскости

Определим динамическое напряжение в материале шины от взаимодействия фаз . Шины расположим в вертикальной плоскости, рисунок 5.2. Максимальную силу, приходящуюся на единицу длины средней фазы В (эта фаза находится в самых неблагоприятных условиях по отношению к фазам А и С) при трёхфазном КЗ определим по формуле:

,

Лист

19

где a – расстояние между смежными фазами, м.

Примем a=1 м, тогда:

.

Равномерно распределённая сила создаёт изгибающий момент , где l_ф – пролёт между опорными изоляторами, м.

Примем l_ф =2 м, тогда:

.

Динамическое напряжение от взаимодействия фаз равно:

,

где W_ф – момент сопротивления шины, равный

.

Тогда получим: .

Допустимое динамическое напряжение для алюминиевого сплава АД31Т .

Так как алюминиевые шины прямоугольного сечения 100×6 удовлетворяют требуемым условиям, то примем данные шины к исполнению.

Выбор опорных изоляторов

Выберем опорные изоляторы типа ИОР-10-3,75УХЛ2 (И – изолятор; О – опорный; Р – ребристый; 10 – номинальное напряжение, кВ; 3,75 – минимальная разрушающая сила на изгиб, кН; УХЛ – для работы с холодным и умеренным климатом; 2 – для работы под навесом или в открытых помещениях) и проверим их по следующим условиям:

а) по номинальному напряжению:

.

б) по допустимой нагрузке на изолятор:

, где  – допустимая нагрузка на головку изолятора, равная ;  – разрушающая нагрузка изолятора на изгиб.

Расчётную силу, действующую на изолятор, определим по формуле  где  – поправочный коэффициент на высоту шины:  где  – высота изолятора;  – ширина одного пакета; – высота одного пакета.

Лист

20

В итоге получим

Так как опорные изоляторы типа ИОР-10-3,75УХЛ2 удовлетворяют всем условиям, примем данные изоляторы к исполнению.

Расчёт молниезащиты

Для защиты подстанций от атмосферных перенапряжений применяют молниеотводы и разрядники.

Молниеотвод предназначен для защиты подстанции от прямых ударов молнии. Молниеотводы бывают стержневые и тросовые. Стержневые устанавливаются непосредственно на подстанции, а тросовые на подходах к подстанции Зона защиты молниеотвода – это часть пространства, внутри которого здание или сооружение защищено от прямых ударов молнии с определённой степенью надёжности.

Проектируемая ГПП относится к зоне защиты А.

Установим по одному молниеотводу на вводных порталах на расстоянии L2=20м друг от друга и два молниеотвода возле здания ЗРУ на таком же расстоянии. Расстояние между молниеотводом, установленным на портале и молниеотводом, установленным возле ЗРУ, равно: L1=45 м. Наибольшая высота защищаемого объекта (портала) hx=13 м.

Полное сопротивление кабеля:

Лист

23

 

 

Рассчитаем зону защиты стержневых молниеотводов.

Оптимальная высота защиты:

hопт=D/8=48/8=6

Высота молниеотвода:

h=hопт+hx=6+13=19 м

Верхняя граница зоны защиты представляет собой дугу окружности, соединяющую вершины молниеотводов и точку, расположенную на перпендикуляре, восстановленном из середины расстояния между молниеотводами на высоте h0:

Лист

24

    h0=0,85h=0,85*19=16,15 м

 

Определим активную высоту молниеотвода:

ha=h-hx=19-13=6 м

Граница зоны защиты на уровне земли:

r0=(1,1-0,002h)*h=(1,1-0,002*19)*19=20,18 м

 

Граница зоны защиты на высоте hx=13 м:

rx=(1,1-0,002h)*(h-hx/0,85)=(1,1-0,002*19)*(19-13/0,85)=3,93 м

При l>h:

hmin=h0-(0,17+3*10-4*h)*(l-h)=16,15-(0,17+3*10-4*19)(45-19)=11,58 м

 

т.к. dx<0 то молниеотводы не имеют единой зоны защиты. Необходимо увеличить высоту молниеотвода.

Примем высоту молниеотвода равной h=20 м

h0=0.85h=0.85*20=17 м

Определим активную высоту молниеотвода:

ha=h-hx=20-13=7 м

Граница зоны защиты на уровне земли:

r0=(1,1-0,002h)*h=(1,1-0,002*20)*20=21,2 м

Граница зоны защиты на высоте hx=13 м:

rx=(1,1-0,002h)(h-hx/0,85)=(1,1-0,002*20)(20-13/0,85)=4,98 м

При l>h:

hmin=h0-(0,17+3*10-4*h)(l-h)=17-(0,17+3*10-4*20)(45-20)=13,2 м

 

т.к. dx>0 то молниеотводы связаны между собой.

 

Рассчитаем зону защиты на высоте 7 м.

 

rx=(1,1-0,002h)(h-hx/0,85)=(1,1-0,002*20)(20-7/0,85)=12,46 м

При l>h:

hmin=h0-(0,17+3*10-4*h)(l-h)=17-(0,17+3*10-4*20)(45-20)=12,6 м

 

 

Т.к. dx>0,то молниеотводы связаны между собой. Все оборудование попадает в зону защиты.

Лист

25

 

Необходимо спроектировать двухтрансформаторную главную понизительную подстанцию, выбрать соответствующее оборудование на стороне высокого и низкого напряжения, выбрать тип кабеля, питающего высоковольтный двигатель (кабель проложен в траншее в земле). Всё оборудование проверить на термическую и динамическую устойчивость в различных режимах работы и от действия токов короткого замыкания. Выбрать типы и места установки разрядников, рассчитать контур заземления и грозозащиту. Так как коэффициент мощности нагрузки cosj меньше 0,92, то необходимо рассчитать мощности компенсирующих устройств, доведя cosj до 0,92. Выбрать приборы учёта и измерения, определить места их установки. Рассчитать мощность потребителя подстанции (собственные нужды) и выбрать источники оперативного тока.

Исходные данные представлены в таблице 1.1

 

Таблица 1.1 – Исходные данные

S1, МВА		1770	SН1, кВА	16000
S2, МВА		1550	SН2, кВА	20000
l1, км		20	U1, кВ	35
l2, км		22	U2, кВ	10
l3, км		1,9	cosφ	0,77
Категория потребителей, %	I	5	РН3, кВт	800
	II	30	Число отходящих ЛЭП	42
	III	65

 

Схема участка электрической сети приведена на рисунке 1.1, график нагрузок – на рисунке 1.2.

Рисунок 1.1 – Схема участка электрической сети

Лист

4

Рисунок 1.2 –Суточный график электрической нагрузки для зимнего максимума и летнего минимума.

 

Выбор типа и мощности силового трансформатора

2.1 Определение присоединённой мощности S_Н3

По заданной мощности (Р_Н3=800 кВт) выбираем синхронный двигатель

Таблица 1.1 – Параметры синхронного двигателя

Марка	РН3, кВт	UН, кВ	ηН, %	сos φ
4A-800-3М	800	10	0,96	0,89

 

Зная параметры двигателя, определим присоединённую мощность:

 кВА.

где cosφ – коэффициент мощности двигателя; η – КПД двигателя.

 

Находим ток двигателя:

 А.