Проектирование систем электроснабжения подстанции Тагарская РЭС1 (стр. 2 из 9)

Таблица 2.3 - Суточная ведомость нагрузок ПС «Тагарская» на 25.12.2005г.

Нагрузка, А
Ввод 10кВ		Отходящие фидеры 10 кВ
Час	1Т	2Т	5	8	9	12	13	16	17	19	25
1	550	600	105	230	100	75	40	240	300	50	10
2	550	600	110	225	100	75	40	240	300	50	10
3	550	600	110	225	100	75	40	230	310	50	10
4	550	600	115	225	100	70	40	230	320	40	10
5	550	600	115	225	100	70	40	230	320	40	10
6	550	600	115	225	100	70	40	230	320	40	10
7	630	670	160	260	100	70	40	260	330	70	10
8	670	720	135	290	120	70	55	290	330	85	15
9	700	750	140	310	130	75	55	310	340	85	15
10	720	780	120	320	140	80	60	330	350	85	15
11	720	780	120	320	140	80	60	330	350	85	15
12	710	760	120	310	140	80	60	320	345	80	15
13	700	740	135	300	130	80	55	320	325	80	15
14	690	730	135	290	130	80	55	310	325	80	15
15	690	730	125	300	130	80	55	310	325	80	15
16	690	730	105	310	140	80	55	310	325	80	15
17	710	760	105	330	140	80	55	320	345	80	15
18	750	800	110	370	140	80	50	330	375	80	15
19	730	780	105	370	130	75	50	330	355	80	15
20	725	770	130	350	120	75	50	320	355	80	15
21	710	750	125	340	120	75	50	310	345	80	15
22	670	710	130	300	120	75	45	300	315	80	15
23	630	675	130	280	100	75	45	280	305	80	10
24	580	610	120	240	100	75	45	250	275	75	10

Как видим из таблиц максимальная нагрузка на вводе трансформатора

2Т достигает 895А, т.е. загрузка трансформатора составляет:

895/I_н = 895 / 924 = 0,96

где I_н. - номинальный ток трансформатора:

I_н = 16000/(√3∙10) = 924 А

Это значение максимальной нагрузки при нормальном режиме работы, когда включены оба трансформатора. В случае отключения одного из трансформаторов оставшийся в работе будет загружен:

К_загр.= ( 810+895 ) / 924 = 1,93

что превышает допустимую перегрузку трансформатора;

2) в г.Минусинске ведется активная застройка новых районов, что приводит к увеличению нагрузки существующей подстанции;

3) линии 10 кВ, отходящие от подстанции как показывает опыт эксплуатации перегружены ( фидера 2-08, 2-09, 2-16, 2-17), имеют значительную длину ( фидера 2-05, 2-08, 2-12, 2-16, 2-17, 2-18, 2-24 ) и как следствие низкое качество напряжения у потребителей;

4) на предприятии МЭС отсутствует 2 % запаса трансформаторного масла от залитого в оборудование;

5) устаревший тип и выработка ресурса трансформаторов(1982 года выпуска) серьезно может сказаться на надежности электроснабжении;

6) из-за загруженности подстанции бытовым потребителям не дается разрешение на трехфазное подключение и подключение электроотопления;

Из всего вышеуказанного видно, что существует необходимость реконструкции подстанции «Тагарская» 110 / 10 кВ.

Для проведения реконструкции необходимо выполнить расчет электрических нагрузок с учетом перспектив развития г.Минусинска.

3 Расчет электрических нагрузок

3.1 Определение электрических нагрузок

Первым этапом проектирования системы электроснабжения является определение электрических нагрузок. По величине электрических нагрузок выбирают электрооборудование системы электроснабжения (силовые трансформаторы, коммуникационную аппаратуру, провода, кабели, аппаратуру измерений и защиты и др.). Определяют потери мощности, электроэнергии, напряжения. Поэтому от правильной оценки нагрузок электрических сетей зависит надежность и бесперебойность работы системы электроснабжения. Выполняем расчеты нагрузок по линиям трансформаторной подстанции, начиная с конца каждой линии. К линии подключены разнородные потребители, мощность которых отличается по величине, поэтому проводим суммирование нагрузок по формуле :

Р = Рб + ∆ Р ( 3.1 )

где Р – расчетная активная нагрузка , кВт;

Рб – большая из слагаемых нагрузок, кВт

∆Р – добавка от меньшей слагаемой нагрузок , кВт [ 19 ] .

Проведем расчет электрических нагрузок линии 10 кВ фидера 2 – 05, схема которого приведена на рисунке 3.1

1554

160 1632

160

17 24е9 21

6 А-35 16 63 ААШВ 3*70 0,14

1555 0,48

100 5 А-35 А-50 1200

15 1176 400

160 23 0,07 12 0,35 22

АС-50 3,5

1201 14 АС-35 1641 25 А-50 А-50 1631

100 0,85 4 100 0,1 11 0,08 630

АС-50 1

А-95 А-95 7 А-95 А-95 А-95

0 0,46 3 2,62 А-35 0,5 0,7 9 0,8 10 0,7 0,09

ААШВ

8 А-50 0,3 3*120

А-35 20

1548 18 0,25 1649 1175 13

63 19 1177 400 630+560

160

Рисунок 3.1 - Схема фидера 2-05

Р10-13 = 504 + D 448 = 504 + 356 =60 кВт

Р11-12 = 320 + D 128 + D128 = 320 + 96,5 + 96,5 = 513 кВт

Р10-11 = 513 + D 504 + D 80 = 976 кВт

Р9-10 = 976 + D860 = 976 + 704 = 1680 кВт

Р7-9 = 1680 + ∆ 320 = 1931 кВт

Р7-8 = 128 + ∆ 50,4 = 164,8 кВт

Р3-7 =1931 + ∆ 164,8 = 2058 кВт

Р5-6 = 128 + ∆ 50,4 = 164,8 кВт

Р4-5 = 164,8 +∆ 80 = 224,3 кВ

Р3-4 = 224,3 + ∆ 80 = 283,8 кВт

Р1-3 = 2058 + ∆ 283,8 = 2281 кВт

Расчет активных нагрузок для остальных линий производится аналогично.

Результаты расчетов вносятся в таблицу 3.1.

Для расчета электрических сетей необходимо знать значения полных мощностей по участкам

S = P / cosφ кВт ( 3.2 )

где значение cosφ принят как для трансформаторных подстанций со смешанной нагрузкой равным 0,8 [ 10 ] ;

S – полная мощность на участке сети, кВ ·А;

Р – активная мощность на данном участке сети ,кВт.

S10-13 = 860 / 0,8 = 1075 кВ ·А

S11-12 = 513 / 0,8 = 641,25 кВ ·А

S10-11 = 976 / 0,8 = 1220 кВ ·А

S9-10 = 1680 / 0,8 = 2100 кВ ·А

S7-9 = 1931 / 0,8 = 2413,75 кВ·А

S7-8 = 164,8 / 0,8 = 206 кВ ·А

S3-7 = 2058 / 0,8 = 2572,5 кВ ·А

S5-6 = 164,8 / 0,8 = 206 кВ ·А

S4-5 = 224,3 / 0,8 = 280,375 кВ ·А

S3-4 = 283,8 / 0,8 = 354,75 кВ ·А

S1-3 = 2281 / 0,8 = 2851,25 кВ ·А

Расчет полных мощностей для остальных линий производится аналогично.

Результаты расчетов сведены в таблицу 3.1.

Зная значения активной и полной мощностей определим реактивную мощность по формуле :

_______

Q = √ S² - P²( 3.3 )

где S – берем из формулы ( 3.2 ) ;

P – берем из формулы ( 3.1 ) .

____________

Q_10-13 = √ 1075² - 860² = 645 квар

____________

Q_11-12= √ 641,25² - 513² = 384,75 квар

____________

Q_10-11 = √ 1220² - 976² = 732 квар

______________