Проектирование систем электроснабжения подстанции Тагарская РЭС1 (стр. 6 из 9)
В таблице 3.12 указаны нагрузки головных участков каждого фидера и определена суммарная нагрузка на вводе каждого трансформатора. Суммарная нагрузка на шинах определялась по коэффициенту одновременности для сетей
10 кВ [ 10 ] .
Таблица 3.12 - Расчетные данные по линиям ПС «Тагарская»
| Расчетные значения | 1 Т | 2 Т | |||||||||||||||
| ФИДЕРЫ | ФИДЕРЫ | ||||||||||||||||
| 2 -05 | 2 - 08 | 2 - 09 | 2 - 12 | 2- 13 | 2 - 16 | 2 - 17 | 2 - 18 | 2 - 19 | 2 24 | 2- 25 | |||||||
| Р линии , кВт | 2281 | 8445 | 5399 | 4692 | 2314 | 8422 | 10255 | 4604 | 1002 | 4130 | 2074 | ||||||
| S линии , кВ·А | 2851 | 10556 | 6748 | 5865 | 2893 | 10527 | 12781 | 5755 | 1252 | 5162 | 2593 | ||||||
| I линии , А | 164 | 609 | 389 | 338 | 167 | 607 | 737 | 332 | 72,3 | 298 | 119 | ||||||
| Полная мощность на шинах 10 кВ, кВ·А | 23130 | 30456 | |||||||||||||||
| Ток на шинах 10 кВ, А | 1335 | 1758 | |||||||||||||||
Из расчетов видно , что нагрузка на шинах 10 кВ трансформатора 1Т
составляет 23130 кВ·А ,мощность на шинах 10 кВ трансформатора 2Т
составляет 30456 кВ·А. На подстанции установлено два трансформатора
мощностью по 16 000 кВ·А. Коэффициенты загрузки в нормальном режиме составляют: Кз = 23130 / 16000 = 1,44
Кз = 30456 / 16000 = 1,9
т.е. без учета перспективы развития г.Минусинска существующую схему участка сети РЭС – 1 Минусинских электрических сетей необходимо реконструировать.
Для реконструкции участка сети нами предлагается:
1 Из – за большой протяженности и загруженности сетей 10 кВ (см.таблицы 3.1 – 3.12) необходимо строительство дополнительной подстанции 110 / 10 кВ;
2 Необходима реконструкция подстанции 110 / 10 кВ «Тагарская»
4 Выбор числа, мощности и типа трансформаторов
В настоящее время на подстанции работает два трансформатора типа
ТМ – 110/10 кВ. Суммарная расчетная максимальная нагрузка на шинах 10 кВ подстанции составляет 28355 кВ·А.
Принимаем к установке на подстанции два трансформатора типа
ТДН – 25000 / 110.
Таблица 4.1 Силовые трансформаторы 110 / 10 кВ [ 19 ]
| Тип | Номинальная мощность, кВ·А | Напряжение обмотки, кВ | Потери, кВт | U к.,% | I х.х.,% | ||
| ВН | НН | Рх.х. | Рк.з. | ||||
| ТДН | 25 000 | 115 | 10,5 – 10,5 | 29 | 120 | 10,5 | 0,75 |
В нормальном режиме трансформаторы будут работать с коэффициентом загрузки:
Кз = ( Sрасч / Sнтр ) · 100 % ( 4.1 )
Sрасч - расчетная мощность подстанции, кВ·А
Sнтр – номинальная мощность трансформатора, кВ·А
Кз1 = ( 12576 / 25000 ) · 100 = 50,3 %
Кз2 = ( 15779 / 25000 ) · 100 = 63 %
Определим необходимую мощность трансформатора с учетом допустимой перегрузки на 40 % одного из трансформаторов при отключении другого
( 4.2 )Оставшийся в работе трансформатор сможет выдержать всю нагрузку подстанции, и поэтому при выводе одного трансформатора все линии и потребители будут работать в нормальном режиме.
Принимаем к установке два трансформатора мощностью по 25000кВ∙А.
Далее определим потери напряжения в сети 10 кВ с учетом длин фидеров и подключенных нагрузок.
5 Определение потерь напряжения
Электрическая нагрузка вызывает потерю напряжения в элементах системы электроснабжения, определяемую как арифметическую разность напряжений на входе и выходе элемента (в начале и в конце участка линии).
Расчет потерь напряжения производится для определения показателей качества электроэнергии и конкретно - отклонения напряжения от его номинального значения.
5.1 Определение допустимых потерь напряжения
Для определения допустимой потери напряжения в сети составим таблицу допустимых потерь напряжения
Таблица 5.1 - Определение допустимых потерь напряжения
| Элемент электроустановки | Отклонение напряжения | |
| 100% | 25% | |
| Шины 10 кВ Сеть 10 кВ Трансформатор 10/0,4 кВ Надбавка Потери Сеть 0,4 кВ | 10 % - 9,6 5 % - 4 - 6,4 | 0 % 0 5 % - 1 0 |
| Потребитель | - 5 | 4 % |
Vдоп.10+0,4 = 10 + 5 – 4 + ( -5) = 16 %
Vдоп.10 = 0,6 ∙ 16 = 9,6 %
5.2Определение потерь напряжения
Потеря напряжения в линии с одной нагрузкой на конце (если линия имеет несколько участков с различной мощностью, то каждый участок рассматривается отдельно) определяется:
( 5.1 )где ∆U – падение напряжения в линии или ее участке, В ;
Р – расчетная активная мощность участка сети, кВт ;
R - активное сопротивление участка сети, Ом;
Q – расчетная реактивная мощность участка сети , квар;
X - индуктивное сопротивление линии, Ом;
Uл – номинальное напряжение линии, кВ.
Rл = r0 ∙ l ( 5.2 )
где r0 – удельное активное сопротивление провода, в зависимости от марки и сечения провода Ом/км, выбираем из справочника [ 9 ];
l – длина данного участка линии, км.
Xл = x0 · l ( 5.3 )
где x0 – удельное индуктивное сопротивление провода Ом/км. Выбирается из справочника в зависимости от среднегеометрического расстояния между проводами [ 9 ].
На примере фидера 2 – 25 приводится расчет потерь напряжения в сети 10 кВ
∆U17-18= ( 128 · 0,83 · 0,07 + 96 · 0,366 · 0,07 ) / 10 = 0,98 В
∆U17-19 = ( 256 · 0,83 · 0,07 + 192 · 0,366 · 0,07 ) / 10 = 1,96 В
∆U15-17 = ( 352,5 · 0,412 · 0,35 + 263 · 0,341 · 0,35) / 10 = 8,22 В
∆U15-16 = ( 50,4 · 0,83 · 0,07 + 37,8 · 0,366 · 0,07 ) / 10 = 0,38 В
∆U11-15 = ( 389,5 · 0,412 · 0,14 + 291 · 0,341· 0,14 ) / 10 = 3,6 В
∆U12-13 = ( 881 · 0,83 · 0,05 + 660 · 0,366 · 0,05 ) / 10 = 4,86 В
∆U12-14 = ( 252 · 0,83 · 0,001 + 189 · 0,366 · 0,001 ) / 10 = 0,02 В
∆U11-12 = ( 1077 · 0,83 · 0,15 + 807 · 0,366 · 0,15 ) / 10 = 17,8 В
∆U5-11 = ((1384·0,412·0,49+1384·0,308·1)+(1038·0,341·0,49+1038·0,332·1 )) / 10 = 122 В
∆U8-10 = (225 · 0,576 · 1,2 + 168 · 0,355 · 1,2 ) / 10 = 22,7 В
∆U8-9 = ( 128 · 0,83 · 0,9 + 96 · 0,4 · 0,9 ) / 10 = 13 В
∆U6-8= ( 322 · 0,576 · 1,1+ 214 · 0,355 · 1,1) / 10 = 28,7 В
∆U5-6 = ( 477 · 0,576 · 0,07 + 357 · 0,355 · 0,07 ) / 10 = 2,1 В
∆U3-5 = ( 1764 · 0,308 · 0,5 + 1323 · 0,332 · 0,5 ) / 10 = 48,4 В
∆U3-4 = ( 320 · 0,576 · 0,5 + 240 · 0,355 · 0,5 ) / 10 = 13,4 В
∆U1-3 = (2015 · 0,308 · 0,21+ 1509 · 0,332 · 0,21 ) / 10 = 23,5 В
∆U1-2 = ( 80 · 0,576 · 0,02 + 60 · 0,355 · 0,02 ) / 10 = 0,13 В
∆U0-1 = ( 2074,5 · 0,308 · 0,97 + 1556 · 0,332 · 0,97 ) / 10 = 112 В
Определяем сумму потерь напряжения на всей линии
∑∆Uл 2-25 = 0,98+1,96+8,22+0,38+3,6+4,86+0,02+17,8+122+22,7+13+28,7+
2,1+48,4+13,4+23,5+0,13+112 = 423,75 В
По абсолютному значению потерь напряжения из-за различного уровня номинальных напряжений, трудно судить о допустимости потерь напряжения, поэтому потери напряжения выражают в процентах от номинального напряжения
DU % = DU / Uном × 100 %; ( 5.4 )
где U – номинальное напряжение сети, В.
∆U % = ( 423,75 / 10 000 ) · 100 % = 4,23 %
Относительные потери напряжения считают приемлемыми, если они в нормальных режимах работы в сетях 10 кВ не превышают ΔUдоп.