Расчет электрической подстанции (стр. 1 из 9). Мощность подстанции

1 Расчет мощности подстанции

СОДЕРЖАНИЕ

	Введение	6
1	Расчет мощности подстанции	6
1.1	Определение мощности районных потребителей	7
1.2	Расчет мощности тяговой нагрузки тяговой подстанции	8
1.3	Расчет мощности собственных нужд	9
1.4	Расчетная мощность для выбора главных понижающих трансформаторов	10
1.5	Расчет мощности главных понижающих трансформаторов	10
1.6	Определение полной мощности подстанции	11
2	Расчет максимальных рабочих токов	12
3	Расчет параметров короткого замыкания	15
3.1	Создание расчетной схемы для определения параметров короткого замыкания	16
3.2	Расчет относительных сопротивлений элементов цепи короткого замыкания	18
3.3	Схема замещения	20
3.4	Расчет параметров цепи короткого замыкания	22
4	Выбор и проверка электрического оборудова6ия подстанций по режиму короткого замыкания	23
5	Расчет контура заземления	26
6	Выбор аккумуляторной батареи	28
7	Расчет молниезащиты	30
8	Потребители собственных нужд	31
	Заключение	32
	Список использованных источников	33

ВВЕДЕНИЕ

Высокая оценка электрической энергии в развитии общества объясняется большим преимуществом ее перед всеми другими видами энергии, а именно транспортабельностью на большие расстояния, дробимостью и легкостью превращения в другие виды энергии, что позволяет применить ее для самых разных нужд общественного производства и потребностей населения.

Электрическая тяга является основным потребителем электроэнергии на железнодорожном транспорте. Удовлетворение потребностей железнодорожного транспорта в электроэнергии осуществляется в основном путем присоединения железнодорожных установок к районным сетям энергосистемы.

Энергию на тягу поездов получают от энергосистемы через их высоковольтные линии и районные подстанции и, непременно, через специальные тяговые подстанции. Каждая тяговая подстанция является ответственным электротехническим сооружением, оснащенным мощной современной силовой аппаратурой (трансформаторы, автотрансформаторы, полупроводниковые преобразователи, батареи конденсаторов, разъединители, короткозамыкатели) и усилительной аппаратурой, большая часть которой работает в режиме телеуправления.

Тяговые подстанции предназначены для понижения электрического напряжения и последующего преобразования тока (только для подстанций постоянного тока) с целью передачи его в контактную сеть для обеспечения электрической энергией электровозов, трамваев и троллейбусов. Как известно первой тягой, которая применялась на железных дорогах, была тепловозная. В дальнейшем увеличение грузовых и пассажирских перевозок привело к тому, что встал вопрос об использовании электрической тяги. Это было верное направление. Отсутствие загрязнения окружающей среды, больший, по сравнению с тепловозной тягой, коэффициент полезного действия, снижение себестоимости перевозок – это одни из положительных сторон электрической тяги.

29 августа 1929 года была завершена электрификация первого участка Москва – Мытищи на постоянном токе. Сначала электрификация осуществлялась напряжением 1,5 кВ, но из-за больших потерь его увеличили до 3 кВ.

Тяговые подстанции постоянного тока в России строятся вдоль полотна железной дороги на расстоянии 25—50 км. Это расстояние зависит, как от размеров движения поездов, так и от профиля пути. Получают электроэнергию от подстанций РАО «ЕЭС России» по воздушным и кабельным линиям электропередачи напряжением 6—500 кВ. Электроэнергия поступает в первичное открытое или закрытое распределительное устройство.

Далее электроэнергия поступает на понижающий трансформатор, откуда она подаётся на преобразовательный агрегат (выпрямитель) - при работе контактной сети на постоянном токе. С преобразовательного агрегата выпрямленный ток подаётся на основную и резервную системы шин и распределяется в контактную сеть через быстродействующие автоматы. В Российской Федерации номинальное напряжение выпрямленного тока железнодорожных тяговых подстанций нормируется Правилами технической эксплуатации железных дорог Российской Федерации и установлено на уровне 3300В.

Подстанция получает питание по вводам от сети внешнего электроснабжения. Питающие напряжение подается на первичные обмотки главных понижающих трехобмоточных тр-ов. Вторичные обмотки тр-ов напряжением 10кВ запитывают РУ-10кВ, которое служит для обеспечения электрической энергии железной дороги по фидерам к.с. От третьей обмотки запитывается РУ-35 кВ для питания нетяговых потребителей.

Ввод-1 220кВ Ввод-2 220кВ

ОРУ – 220кВ

Т-1

Т-2

220

ОРУ-35 кВ

РУ -10кВ

ТСН-1

ТСН-2

Нетяговые

потребители

0,4

3,3

ТП-1

ТП-2

Ф1ПЭ

Ф2ПЭ

Нетяговые потребители

ПА1

ПА2

КРУН-10кВ СЦБ

РУ-3,3кВ

Фидеры контактной сети

Ф1СЦБ

Ф2СЦБ

РУ-0,4кВ

0,4

Т СЦБ

Рисунок 1.1- Структурная схема тяговой подстанции постоянного тока 220 кВ

1.1 Определение мощности районных потребителей

Для определения полной мощности указанных потребителей Smax, кВА, используют следующую формулу 1.1:

Smax =(S35+S10 )* Kр,, (1.1)

Smax = (48072+10325)*0,9=52557 кВА

Полная мощность остальных потребителей определяется аналогично и полученные данные записываются в таблицу 1.1.

Таблица 1.1 – Мощности районных потребителей

Потребители	Тип, длина линии	Р, кВт	Кс	cosφ	Smax,кВА/ Iрmax,А
ОРУ-35кВ
ТП-35/10	Вл-10км	30000	1	0,8	3750
ТП-35/10	Кл-4км	7000	0,7	0,8	6125
ТП-35/0,4	Кл.2км	400	0,9	0,8	450
РУ-10кВ
Ф1 ПЭ	Вл-21км	8000	1	0,85	9411
Ф2 ПЭ	Вл-18км	5000	1	0,8	6250
ТП-10/0,4	Кл-15км	10000	0,8	0,8	10000
ТП-10/0,4	Кл.2км	1000	0,9	0,8	1125
КТП-10/0,4	Кл.1км	500	1	0,8	625
КРУН СЦБ
Ф1 СЦБ	Вл-21км	50	1	0,8	62,5
Ф2 СЦБ	Вл-18км	45	1	0,8	56,25

1.2 Расчет мощности тяговой нагрузки тяговой подстанции

ЭЧЭ

Ф1

Ф5

Ф2

Ф3

Ф4

Ф11

Ф22

Ф51

Ф52

Ф44

Ф33

Рисунок 1.2 - Схема питания и секционирования станции

I1=2500А I2=2000А I3=1800А I4=2900А

Определение мощности на тягу преследует цель выбора тягового трансформатора, мощность которого является составляющей мощности главного понижающего трансформатора.

Наиболее простым методом является определение мощности на тягу по заданному действующему значению выпрямляющего тока подстанции.

Sтяг=1,05*Udн*IД.Т.П. ,кВА (1.2)

где Udн = 3,3 кВ - номинальное выпрямленное напряжение на шинах подстанции;

IД.Т.П. – действующее значение выпрямленного тока подстанции, А;

Sтяг=1,05*3,3*(2500+2000+1800+2900)=31878 кВА

studfiles.net

Расчёт мощности подстанции — МегаЛекции

Целью расчета является определение суммарной мощности всех потребителей для определения расчетной мощности главных понижающих трансформаторов и выбора их типов, а также определения полной мощности подстанции.

2.1 Мощность тяговой нагрузки

Мощность на тягу поездов рассчитывается по формуле 2.1, кВА

(2.1)

где – номинальное выпрямленное напряжение на шинах подстанции, кВ;

- действующее значение выпрямленного тока подстанции, А.

Выбранный тип выпрямителя указан в таблице 2.1.

Таблица 2.1 – Технические характеристики выпрямителя

Тип	Номинальное напряжение, В	Допустимая перегрузка по току,% в течение	Тип и количество полупроводниковых диодов	Схема выпрямления	Вид охлаждения	Разрядники	Вид установки
15мин	2мин	10 с	тип	количество
∆Px., кВт	∆Pкз, кВт
ТПЕД-3150-3,3кВ-У1		Iн=3150 А	ДЛ 153-2000-20-УХЛ2; 48×6	Двенадцатипульсовая последовательная;	Воздушное естественное	РВКУ-1,65 А01		наружная

2.2 Определяемое количество выпрямителей рассчитывается по формуле

(2.2)

где - действующее значение выпрямленного тока, А;

- номинальный выпрямленный ток выбранного типа полупроводникового преобразователя, А.

Преобразовательный агрегат тяговой подстанции постоянного тока состоит из выпрямителя, который, выбран и тягового трансформатора, который необходимо выбрать, рассчитав его мощность

(2.3)

где N- принятое целое число выпрямителей.

кВА

Выбранный тип тягового трансформатора указан в таблице 2.2.

Таблица 2.2 – Технические характеристики выбранного тягового трансформатора

Тип

Номинальное напряжение обмоток

Номинальная мощность

Номинальный ток преобразователя

Номинальные токи обмоток

Напряжение короткого замыкания

Ток холостого хода

Потери

Схема соединения обмоток

сетевой

вентильной

сетевой

вентильный

Холостого хода

Короткого замыкания

U1н кВ

U2нкВ

кВА

Iх.х, А

Uк, %

∆Px.x, кВт

∆Pкз, кВт

Сетевой

вентильнй

ТДП-12500/10ЖУ1

1,52

7,0

1,1

16,0

72,5

∆ или Y

∆

2.2 Мощность нетяговых потребителей

Для каждого потребителя вычисляется наибольшая активная мощность Pmax по заданным значениям установленной мощности потребителей Pу и коэффициента спроса Kс, учитывающего режим работы, загрузки и КПД потребителей рассчитывается по формуле 2.4, Вт

Pmaxn=Pуn Kсn,(2.4)

где n=1,2,3… номера потребителей электрической энергии.

Pmax1=7000*0,65=4550кВт;

Pmax2=1300*0,6 =780кВт;

Pmaxn3=3500∙0,55 =1925кВт;

Pmaxn4=700∙0,65 =455кВт;

На основании заданных типовых суточных графиков активной нагрузки потребителей и рассчитанных наибольших активных мощностей вычисляют активные нагрузки потребителей для каждого часа по выражению рассчитываются по формуле 2.5, кВт

(2.5)

где - значение мощности в процентах из типового графика для n-го потребителя в t час;

100 - переводной коэффициент из процентов в относительные единицы.

Рассчитанные активные почасовые нагрузки сведены в таблицу 2.3.

Рисунок 2.1 Сельскохозяйсвенная нагрузка

Рисунок 2.2 Электротехнический завод

Рисунок 2.3 график электрических нагрузок потребителя 2

Вокзал и освещение станции

Рисунок 2.3 график электрических нагрузок потребителя 3

Локомотивное депо

График 2.4 график электрических нагрузок потребителя 4

Таблица 2.3 - Расчётные активные нагрузки потребителей

Часы сутки	Активные нагрузки, кВт
Сельскохозяйственная нагрузка	Железобетонный завод	Щебеночный завод	Вокзал	∑Pmax
			1405.25	408.5	3725.75
			1212.75	341.25
				341.25	5585.25
				408.5	5585.25
	1046.5			172.5	5410.5
	1046.5		1501.5	172.5
			1578.5	400.4	7308.9
				172.5	6245.5
		296.4	500.5	400.4	2536.1
		296.4	1038.5		3337.5
		296.4	1510.25		3818.5
			1405.25	400.4	3856.65
		296.4	1038.5	400.4	4193.3
	3081.5	296.4	1770.5		5271.3
14	4455	327.6	1770.5	172.5	5537.1
		296.4	1116.5	400.4	3833.5
		296.4	577.5	172.9	4214.3
		296.4	885.5	172.9	3750.8
				172.9	4241.4
			1508.5	400.4	3609.9
		639.6	1732.5	400.9	4309.5
		639.6	1116.5		3495.6
		639.6			3495.6
			1809.5	400.4	4309.4

Из таблицы видно что, наибольшая активная нагрузка произошла в 10 часов.

Для определения наибольшей полной мощности потребителей необходимо рассчитать их реактивные мощности и суммарную реактивную

мощность для часа наибольшей суммарной нагрузки по формуле 2.6:

(2.6)

где Pn– активная мощность потребителя, попавшая в час наибольшей суммарной нагрузки, кВт;

tg φn– тангенс угла φ, определяемый для каждого потребителя по заданному коэффициенту мощности Kм = cos φ,

(2.7)

Полная мощность определяется с учётом потерь в высоковольтных сетях и в трансформаторах подстанции.

Полная мощность потребителей определяется геометрической суммой активной и реактивной мощности рассчитывается по формуле 2.8, кВА

(2.8)

где Pпост – постоянные потери, %;

Pпер – переменные потери, %;

∑ Pmax – суммарная активная мощность потребителей, кВт;

∑ Qmax – суммарная реактивная мощность потребителей, кВАр.

2.3 Мощность собственных нужд. Выбор трансформатора собственных нужд

Мощность трансформаторов собственных нужд (ТСН) выбирается исходя из мощности, необходимой для питания собственных нужд переменного тока.

Для тяговых подстанций переменного тока Sс.н принимается равной 0,5% от мощности на тягу, определяется по формуле 2.9

(2.9)

По рассчитанной мощности на собственные нужды подстанции выбирается трансформатор собственных нужд из условий 2.10 – 2.12:

Sн.тр≥Sс.н(кВА) (2.10)

U1н≥ U1раб(кВ) (2.11)

U2н≥U2раб=0,4кВ (2.12)

Характеристика выбранного трансформатора приведена в таблице 2.4.

Таблица 2.4 - Технические характеристики выбранного трансформатора собственных нужд

2.4 Полная расчетная мощность для выбора главных понижающих трансформаторов

Мощность на шинах 10кВ определяется суммарной мощностью потребителей по формуле 2.13, кВА

(2.13)

где – мощность на тягу поездов;

Sс.н – мощность собственных нужд;

– полная мощность потребителей 10кВ;

Kр – коэффициент, учитывающий разновременность наступления максимумов тяговой и нетяговой нагрузок и нагрузки собственных нужд, Kр =0,95 ÷ 0,98.

Расчётная наибольшая мощность для выбора трёхфазных трёхобмоточных главных понижающих трансформаторов определяется по формуле 2.14, кВа.

(2.14)

2.5 Выбор главных понижающих трансформаторов

Число главных понижающих трансформаторов на подстанциях определяется категорией потребителей и, как правило, их устанавливается два с учётом надёжного электроснабжения при аварийном отключении одного из трансформаторов.

Мощность главных понижающих трансформаторов рекомендуется определять, исходя из условий аварийного режима, определяется по формуле 2.15, кВА

(2.15)

где Smax – суммарная полная нагрузка первичной обмотки трансформатора;

Kав – коэффициент допустимой аварийной перегрузки трансформатора по

отношению к его номинальной мощности, Kав = 1,4;

nтр – количество главных понижающих трансформаторов, принятое или заданное к установке на подстанции.

По расчётной мощности выбирается тип главного понижающего трансформатора по условиям 2.16 – 2.19:

Sн.тр ≥ Sтр. расч (2.16)

U1н ≥ U1раб (2.17)

U2н ≥ U2раб (2.18)

U3н ≥U3раб (2.19)

Характеристика выбранного масляного трансформатора приведена в таблице 2.3.

Таблица 2.3 - Электрические характеристики выбранного двухобмоточного трёхфазного масляного трансформатора с высшим напряжением 110 кВ

Тип	Номинальная мощность	Напряжение обмоток	Потери	Ток холостого хода	Напряжение короткого замыкания	Схема и группа соединения обмоток
Высшего напряжения	Низшего напряжения	холостого хода	короткого замыкания
Sн., кВА	U1нкВ	U3н кВ	ΔPх.х кВт	ΔPк.з кВт	Iх.х,%	Uк ,%
ТДН 25000/110			11,0			2,5	10,5	Y*/ Y -11

2.6 Полная мощность подстанции

Полная мощность подстанции зависит от схемы внешнего электроснабжения, определяющей ее тип, и от количества и мощности главных понижающих трансформаторов.

Мощность промежуточной отпаечной подстанции определяется по формуле 2.20:

(2.31)

где Sн.тр – мощность главного понижающего трансформатора, кВА;

nтр – число установленных на проектируемой подстанции главных понижающих трансформаторов,

megalektsii.ru

Расчет электрической подстанции

Введение

В настоящее время электрическая энергия является наиболее широко используемой формой энергии. Это обусловлено относительной легкостью ее получения, преобразования, передачи на большое расстояние и распределения между приемниками. Огромную роль в системах электроснабжения играют электрические подстанции — электроустановки, предназначенные для преобразования и распределения электрической энергии.

Развитие сельскохозяйственного производства, создание аграрнопро-мышленных комплексов приводит к необходимости реконструкции и строи-тельству новых электрических сетей в сельской местности, к постоянному повышению их пропускной способности и более высоких требований к на-дeжности электроснабжения. В существующем электроснабжении сельского хозяйства имеются недостатки. Даже животноводческие комплексы, являющиеся потребителями первой категории по надёжности электроснабжения, не все обеспечены резервированием электроснабжения. Одна из причин имеющихся недостатков существующего электроснабжения сельских потребителей – недостаточное оснащение действующих электрических сетей современным оборудованием. Часть действующих сетей имеет недостаточную пропускную способность, поскольку расчётные нагрузки при их проектировании принимались на перспективу 5-10 лет, а находятся они в эксплуатации гораздо большее количество лет.

Тупиковая ПС – это ПС, получающая электроэнергию от одной электроустановки высшего напряжения к ЭУ потребителей с минимальным количеством ступеней промежуточной трансформации и аппаратов.

Подстанции (ПС) предназначены для приёма, преобразования и распределения электроэнергии.

Схема подстанции тесно увязывается с назначением и способом присоединения подстанции к питающей сети и должна:

-обеспечивать надёжность электроснабжения потребителей подстанции и перетоков мощности по межсистемным или магистральным связям в нормальном и в послеаварийном режимах;

-учитывать перспективу развития;

-допускать возможность постепенного расширения РУ всех напряжений;

-учитывать требования противоаварийной автоматики;

Главная схема электрических соединений подстанции является тем основным элементом, который определяет все свойства, особенности и техническую характеристику подстанции в целом. При выборе главной схемы неотъемлемой частью ее построения являются обоснование и выбор параметров оборудования и аппаратуры и рациональная их расстановка в схеме, а также принципиальное решение вопросов защиты, степени автоматизации и эксплуатационного обслуживания подстанции.

1. Электротехническая часть

1.1 Электрический расчет потребителей

Нагрузка подстанции определяется мощностью потребляемой всеми присоединенными к ее сети электроприемниками и теряемой в электросети. Режим работы электроприемников, зависящий от их назначения и использования, не остается постоянным и изменяется в различные часы суток и месяцы года. Изменяется и потребляемая ими электрическая мощность.

Электрические нагрузки определяют для выбора и проверки токоведущих элементов (шин, кабелей, проводов) силовых трансформаторов и преобразователей пропускной способности (нагреву), а также для расчета потерь, отклонений и колебаний напряжения, выбора защиты и компенсирующих устройств.

Режим работы электроприемников, зависящий от их назначения и использования, не остается постоянным и изменяется в различные часы суток и месяцы года. Изменяется и потребляемая ими электрическая мощность.

1.1.1 Расчёт нагрузки жилых домов

Все потребители электроэнергии города делятся на следующие группы: потребители селитебных зон города, промышленные потребители, коммунальные потребители общегородского значения (водопровод, канализация и т.д.), потребители районов, прилегающих к городу.

Наибольшее относительное потребление реактивной мощности в коммунально–бытовом секторе наблюдается в ночное время, когда работают газоразрядные лампы наружного освещения и дежурного освещения общественных зданий. Потребление электрической энергии во времени отражается суточными, сезонными и годовыми графиками нагрузки.

Расчётную активную нагрузку квартир, приведённую к вводу жилого дома, линии или к шинам напряжением 0,38 кВ трансформаторной подстанции, следует определять по формуле:

Pкв = pкв.уд n (1.1)

где pкв.уд – удельная расчётная нагрузка электроприёмников квартир

(домов), присоединённых к вводу жилого дома, линии, трансформаторной подстанции кВт / квартиру;

n – число квартир, присоединенных к элементу сети.

Для любого климатического района pкв.уд определяется по данным таблицы 2-7 [2,с34], для числа квартир, не указанного в таблице, - путём интерпретации. Расчётную активную нагрузку силовых электроприёмников, приведённую к вводу жилого дома, линии или к шинам напряжением 0,38кВ трансформаторной подстанции, следует определять с учётом коэффициентов спроса, т.е. отношения расчётной активной нагрузки Рмакс к номинальной мощности электроприёмника Р н по формуле:

К с = Р макс / Р н (1.2)

Расчётная нагрузка лифтовых установок жилого дома определяется по формуле:

Р л = К с ∑ Рл i (1.3)

где Кс – коэффициент спроса, определяемый по таблице 2-8 N л -число лифтовых установок, питаемых на линии; Рл I – установленная мощность электродвигателей I –го лифта, кВт.

Нагрузка электродвигателей насосов водоснабжения, вентиляторов и других санитарно-технических устройств Рдв определяется по их установленной мощности с учётом коэффициента спроса Кс =0,7. Мощность резервных электродвигателей, а также электроприёмников противопожарных устройств при расчёте электрических нагрузок не учитывается.

В целом расчётная нагрузка жилого дома равна:

Р ж д = Р кв + 0,9 Р с (1.4)

При определение полных нагрузок квартир и силовых электро приёмников следует пользоваться расчётными коэффициентами мощности. Так, полная расчётная мощность жилого дома составит:

S ж д = (Pкв / cosφкв ) + 0,9 ((Рл / cosφл ) + (Рдв / cosφдв )) (1.5)

При этом коэффициент мощности для квартир с электроплитами cos φ= 0,98, для квартир с плитами на газе или твёрдом топливе cos φ= 0,96, хозяйственных насосов, вентиляторов и санитарно-технических устройств cos φ= 0,85, лифтов cos φ= 0,6.

При ориентировочных расчётах расчётную активную нагрузку жилых домов микрорайона или квартала можно определять по удельным расчётным нагрузкам жилых домов Руд.ж.д , приведённых к шинам 0,38кВ трансформаторных пунктов, в частности по формуле:

Рж.д =10-3 Р уд.ж.д F (1.6)

где F-полезная площадь жилых домов, подключённых к шинам напряжением 0,38кВ трансформаторного пункта, м2 .

Значения удельных нагрузок жилых домов приведены в таблице 2-9 [2, c 36].Они включают в себя нагрузки систем отопления, горячего водоснабжения и подкачки водопровода, установленных в центральных тепловых пунктах или индивидуального в каждом доме, а также нагрузки лифтов и наружного освещения территории микрорайонов и не учитывают нагрузки электроотопления, электронагрева и бытовых кондиционеров воздуха. Удельные нагрузки определены, исходя из средней полезной площади квартир, равной 50м2 , и относится как к первой очереди строительства, так и к расчётному сроку. При определении полной расчетной нагрузки жилых домов учитывается коэффициент мощности, приведенный в таблице 2-10 [2, c 36]

1.1.2 Нагрузка распределительных сетей

Потребители размещаются на территории города произвольно, поэтому отдельные элементы электрических сетей могут использоваться для совместного питания. Расчётная нагрузка таких элементов находится путём совмещения графиков нагрузок соответствующих потребителей. Допускается расчётную нагрузку элементов определять суммированием максимальных нагрузок присоединенных потребителей учётом разновремённости наступления максимумов их нагрузки, путём введения соответствующих коэффициентов участия в общем максимуме нагрузки. Произведем расчет мощности трансформаторных пунктов питающих потребителей на напряжение 0,4 кВ. На территории поселка предусмотрена установка 4 трансформаторных пунктов (ТП). ТП-1 питает 9 жилых одноэтажных домов на два хозяина, поэтому при расчете условно принимаем 18 жилых домов. Также от ТП запитан магазин, активная мощность рассчитывается по таблице 2.7 [2, c 40] Расчет произведем по формулам (1.1) и (1.5):

РКВ =18*10,8=196 кВт,

SЖД = 196/0,98=200 кВ*А,

РМ =0,5*15=7,5 кВт,

SМ =7,5*0,9=8,3 кВ*А,

S =200+8,3=208,3 кВ*А.

1.1.3 Построение распределительных сетей 6/0,4 кВ

Рассмотрим две различные конфигурации распределительной сети петлевую и двухлучевую. Распределительная сеть, сооружаемая на территории города, представляет собой совокупность распределительной сети 6 кВ, трансформаторных подстанций и распределительной сети 0,38 кВ.

Рассмотрим петлевую схему распределительных сетей представленную на рисунке 1.2. По мере роста требований к надежности электроснабжения потребителей в сетях стали предусматриваться резервные элементы. Наиболее естественным явился переход к двухстороннему питанию ТП и потребителей. В результате была разработана так называемая петлевая схема построения распределительных сетей. Отмечаются две разновидности петлевых сетей. Первая представляет собой сеть напряжением 0,38 кВ с распределительными линиями одностороннего питания в сочетании с петлевыми линиями 6 кВ.

Петлевой называется линия, в которой возможно двойное питание. Эта схема может работать по разомкнутой схеме. При выполнении сети 6-10 кВ воздушными линиями допускается одностороннее питание ТП. Резерв трансформаторной мощности в ТП не предусматривается, то есть устанавливается один трансформатор.

mirznanii.com

2.6 Определение полной мощности подстанции

Полная мощность подстанции зависит от схемы внешнего электроснабжения, определяющей ее тип (опорная, транзитная, на отпайках, тупиковая, трансформаторная, получающая питание от шин другой подстанции), и от количества и мощности главных понижающих трансформаторов.

Для отпаечной подстанции:

Sтп=nтр* Sн.т.,кВА, (2.8)

где Sн.тр – мощность главного понижающего трансформатора;

nтр – число установленных на проектируемой подстанции главных понижающих трансформаторов.

Sтп =2*40000 = 80000(кВА)

2.7 Создание принципиальной схемы

Ввод – 1 110

Ввод – 2 110

ОРУ-110кВ

Сш-110кВ

РУ-10кВ

ОРУ-27,5кВ

ТСН-1

ТСН-2

ТСЦБ

Ф1СЦБ

Ф2СЦБ

Сш-27,5кВ

110

27,5

110

27,5

0,4

ДПР

КРУН 10кВ СЦБ

Фидеры контактной сети

Т -1

Т -2

Рисунок 2.3 – Принципиальная схема тяговой подстанции переменного тока

3 Расчет максимальных рабочих токов

Токоведущие части и электрическое оборудование подстанции выбирают по условию их длительной работы при номинальной и повышенной нагрузке, не превышающей максимальной рабочей. Для этих целей необходимо рассчитать максимальные рабочие токи сборных шин и всех присоединений к ним. Эти значения тока необходимы для определения допустимых токов токоведущих частей и номинальных токов электрического оборудования подстанции.

Таблица 3.1 – Расчет токов короткого замыкания

Присоединение

Формула

Результат

Примечание

Вводы подстанции

Iр. max = Кав*Sн.тр/ √3*Uн1

Iр. max=1,4*80000/√3*110

598,9 (А)

Кав = 1,4 – коэффициент аварийной перегрузки трансформатора;

Sн.тр. – полная мощность подстанции;

Uн1 – номинальное напряжение первичной обмотки Т

Сборные шины первичного напряжения тяговой подстанции

Iр.max=Кпр*Кр.н*SТП/√3*Uн1

Iр.max=1,3*0,7*80000/√3*110

Iр.max=1,3*0,7*5612,5/√3*10

Iр.max=1,3*0,7*40000/√3*27,5

389,3 (А)

300,4(А)

778,6(А)

Кпр = 1,3 – коэффициент перспективного развития подстанции;

Кр.н = 0,7 – коэффициент распределения нагрузки на СШ и перемычках первичного напряжения;

Uн1 – номинальное напряжение первичной обмотки ГПТ

Продолжение таблицы 3.1

ервичные и вторичные обмотки силовых трансформаторов

(главные понижающие трансформаторы, ТСН, Т СЦБ)

Iр. max = Кав*Sн.тр / √3*Uн1

Iр. max = 1,4*40000/√3*110

Iр. max = 1,4*5612,5/√3*10

Iр. max = 1,4*40000/√3*27,5

Iр. max = 1,4*250/√3*27,5

Iр. max = 1,4*250/√3*0,4

Iр. max = 1,4*100/√3*0,4

Iр. max = 1,4*100/√3*10

294,4 (А)

462,2 (А)

1197,86 (А)

11,97(А)

823,52(А)

205,88(А)

8,23(А)

Sн.тр – номинальная мощность силового трансформатора;

Uн1 – номинальное напряжение первичной обмотки силового трансформатора

Сборные шины вторичных напряжений главных понижающих

трансформаторов

Iр. max=Кр.н *∑ Sн.тр /√3*Uн2(3)

Iр. max =0,5*40000/√3*27,5

Iр. max =0,5*40000/√3*10

855,61 (А)

1176,4 (А)

Кр.н = 0,5 – коэффициент распределения нагрузки на сборных шинах вторичного напряжения при пяти и более находящихся в работе присоединений к шинам;

Кр.н = 0,7 – коэффициент распределения нагрузки на сборных шинах вторичного напряжения при находящихся в работе присоединений к шинам менее пяти;

∑Sн.тр – суммарная мощность главных понижающих трансформаторов

Продолжение таблицы 3.1

борные шины РУ-0,4 (кВ)

Iр. max = SСН / √3*Uн2

Iр. max = 250/√3*0,4

588,23(А)

SСН – расчётная мощность собственных нужд тяговой подстанции;

Uн2 – номинальное напряжение вторичной обмотки ТСН

Сборные шины КРУН СЦБ

Iр. max = SСЦБ / √3*Uн1

Iр. max = 100/ √3*10

5,88 (А)

SСЦБ – расчётная мощность СЦБ;

Uн1 – номинальное напряжение первичной обмотки Т СЦБ

studfiles.net

4. Приведённые мощности подстанций

Количество узлов в расчётной схеме сети можно существенно уменьшить, если на подстанциях заданную нагрузку привести к шинам высшего напряжения. Такое представление нагрузки требует учёта характеристик трансформаторного оборудования.

4.1. Расчёт приведённой мощности на понижающей подстанции

На понижающих подстанциях 35-330 кВ устанавливаются трёхфазные двухобмоточные трансформаторы с регулированием коэффициента трансформации без отключения трансформатора от сети (РПН). Для ограничения токов короткого замыкания обмотка низшего напряжения таких трансформаторов может быть разделена на 2 идентичных, каждая рассчитана на 50% от номинальной мощности трансформатора. Начиная расчёт, необходимо расшифровать марку трансформатора (Т) и оценить его конструктивные особенности.

Изображение двухобмоточного трансформатора с расщеплённой обмоткой низшего напряжения при наличии РПН в электрической схеме сети представлено на рис. 10, а; его полная схема замещения на рис. 10, б. Две ветви схемы замещения, учитывающие потери мощности в обмотках, имеют одинаковые сопротивления: , шунт проводимостей учитывает потери в магнитопроводе.

Примечание. Необходимо детально ознакомиться с назначением элементов по схеме замещения автотрансформатора (см. п. 3).

В каталожных данных на трансформатор в отличие от автотрансформатора (см. п. 3) указывается одно значение потерь короткого замыкания и одно значение напряжения кз [1, 3]:

–суммарные потери короткого замыкания, кВт;

–напряжение короткого замыкания, %.

Рис. 10. Двухобмоточный трансформатор с расщеплённой обмоткой НН и с РПН в электрической схеме сети (а), его полная схема замещения (б)

При проведении опыта кз обмотки низшего напряжения соединяются параллельно. При коротком замыкании на выводах этих обмоток и подключении к источнику выводов обмотки ВН замеряются и, обеспечивающее номинальный ток в обмотках.

Далее, используя формулы (1), (2 ), рассчитывают

и ,

а т.к. обмотки НН соединены параллельно, то сопротивление каждой определяется:

Проводимости иопределяются из опыта хх по формулам (3), (4).

Рассматриваемая подстанция в дальнейших расчётах может быть представлена мощностью, приведённой к шинам ВН, причём величина этой мощности определяется с использованием упрощенной схемы замещения трансформатора (рис. 11).

Если на подстанции подключено несколько трансформаторов (n), в схеме замещения (см. рис. 11) учитываются эквивалентные параметры: сопротивления уменьшаются в n раз, потери мощности в намагничивающей ветви увеличиваются во столько же раз (см. п. 3).

Примечание. Если в составе каталожных данных вместо иприведены следующие значения: – суммарные потери короткого замыкания для двух обмоток, кВт; – относительное значение напряжения кз, %, то в расчётах используется трёхлучевая схема замещения (рис. 7, 8).

Расчёт всех параметров производится также, как для автотрансформаторов (см. п. 3). Полученные в опытах короткого замыкания иотнесены к номинальной мощности обмоток(рис. 11), которая составляет 50% оттрансформатора, поэтому должны быть пересчитаны на номинальную мощность трансформатора:

и .

Такой пересчёт необходимо провести для всех пар обмоток и далее, рассматривая обмотку Н1, как обмотку СН, Н2 как НН, рассчитывать параметры схем замещения (см. п. 3).

Рис. 11. Упрощенная схема замещения трансформатора с расщеплённой обмоткой НН

Мощность подстанции, приведённая к шинам ВН, увеличивается по сравнению с заданной нагрузкой на величину потерь мощности в трансформаторах:

Формулы, определяющие потери мощности, зависят от принятой схемы замещения.

Для схемы замещения (рис. 11) суммарные потери в n параллельно работающих трансформаторах составляют:

где и– суммарные нагрузки на первую и вторую обмотки НН для параллельно работающих трансформаторов, применительно к 4-й подстанции

Примечание. Суммарные потери мощности в трансформаторах могут быть рассчитаны иначе:

где и– соответственно потери активной и реактивной мощности в одном трансформаторе,n – количество трансформаторов, установленных на подстанции:

где и– нагрузки на первую и вторую части обмотки одного трансформатора, применительно к 4-й подстанции

Примечание. Если для трансформатора с расщеплёнными обмотками принята схема замещения трёхлучевая, потери мощности в нём находят так же, как и в трёхобмоточном трансформаторе. Нагрузки на обмотках высшего, среднего и низшего напряжений одного трансформатора имеют следующие значения (для подстанции 4):

studfiles.net

4 Расчет трансформаторной мощности тяговой подстанции

5.3 Трансформаторы для питания собственных нужд подстанций

На тяговых подстанциях цепи собственных нужд (СН) переменного тока напряжением 380/220 В получают питание от трансформатора собственных нужд (ТСН). На подстанциях постоянного тока ТСН подключают к шинам питания преобразовательных трансформаторов (6, 10, 35 кВ), а на подстанциях переменного тока — к шинам питания тяговой нагрузки (27,5 кВ).

На опорных подстанциях устанавливают четыре ТСН, а на всех остальных – два. В соответствии с [6] на вновь проектируемых подстанциях следует применять ТСН мощностью 400 кВА. Параметры ТСН приведены в таблицах А.1 – А.3. Более подробные данные о них можно получить в [9, 10, 16].

5.4 Преобразовательные трансформаторы

Преобразовательные трансформаторы устанавливаются на подстанциях постоянного тока и, кроме обеспечения гальванической развязки, служат для согласования напряжений питающей и контактной сети. Их число и тип определяются числом и типом преобразователей, которые должны быть установлены на подстанции.

В курсовом проекте преобразовательные трансформаторы выбираются в соответствии с типом преобразователя (табл. 4). Более подробные данные о них можно получить в [6-9,15]. Данные по выпрямителям и выпрямительноинверторным преобразователям можно получить в[6-9,15].

Последовательность выбора числа преобразовательных трансформаторов следующая.

Определяется число выпрямителей NВ. Для этого находят значение выпрямленного тока подстанцииId ТП , исходя из заданного значения мощности для питания тяговой нагрузкиРТЯГИ

Id ТП=	PТЯГИ	,	(5.5)

	UdH

где UdH – номинальное выпрямленное напряжение на шинах подстанции, равное 3,3 кВ.

По заданному типу выпрямителей находят их число NВ РАСЧ:

Id TП
NВ РАСЧ= IdH	,	(5.6)

где IdH – номинальный выпрямленный ток заданного выпрямителя (табл. 4). Полученное значениеNВ РАСЧ необходимо округлить до большего целого и

увеличить на единицу, то есть принять один резервный выпрямитель. Для ТП слабозагруженных линий допускается резервный выпрямитель не устанавливать. По рассчитанному числу и по заданному типу преобразователей при помощи таблиц А.3 и А.4 выбирают типы преобразовательных трансформаторов, параметры следует свести в таблицы и изобразить на СГЭС, указав на схеме типы и схемы соединения обмоток всех силовых трансформаторов.

studfiles.net

Мощность - подстанция - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Мощность - подстанция

Cтраница 1

Мощность подстанции на стороне постоянного тока 600 В рассчитывают по выпрямленному току. [2]

Мощность подстанции, к шинам которой будет присоединена проектируемая печь... [3]

Если мощность подключаемой подстанции значительно меньше мощности системы, то хс может быть принято равным нулю. [4]

Если мощность подключаемой подстанции значительно меньше мощности системы, то х с может быть принято равным нулю. [6]

Если мощность подключаемой подстанции значительно меньше мощности системы, то с может быть принято равным нулю. [8]

Если мощность подключаемой подстанции значительно меньше мощности системы, то л с может быть принято равным нулю. [9]

Если мощность подключаемой подстанции значительно меньше мощности системы, то лг с может быть принято равным нулю. [10]

Если мощность подключаемой подстанции значительно меньше мощности системы, то х с может быть принято равным нулю. [11]

Повышение мощности подстанций с двумя трансформаторами целесообразно производить заменой работающих трансформаторов единицами большей мощности, а не установкой дополнительного третьего трансформатора. [12]

Усиление мощности подстанций возможно и путем сооружения дополнительных подстанций. [13]

Когда увеличение мощности подстанции нельзя осуществить заменой трансформаторов на более мощные, в ряде случаев целесообразнее соорудить вторую понизительную подстанцию, а не проводить полную реконструкцию подстанции с установкой третьего трансформатора. Последнее в особенности относится к подстанциям упрощенного типа - без выключателей на стороне высшего напряжения. При сравнении вариантов с одной и двумя подстанциями необходимо обязательно учесть влияние второй подстанции на уменьшение стоимости распределительной сети к потребителям. [14]

На этом рисунке указана также мощность соответствующих подстанций на различных стадиях их развития. [15]

Страницы: 1 2 3 4 5

www.ngpedia.ru

Каталог товаров