Александра. Исходные данные 6 Структурная схема отпаечной подстанции. 7
 Скачать 0.58 Mb.
|
Структурная схема отпаечной подстанции. 1. Расчетно-технологическая часть1.1 Определение суммарной мощности районных потребителей Pmax= Pу ∙  Кc, кВтгде РУ – установленная мощность потребителя электроэнергии, кВт. КС – коэффициент спроса, учитывающий режим работы, нагрузку и КПД оборудования Определим максимальную активную мощность для освещения: Pmax1=6500 ∙ 0,45 = 2925 кВт; Для целлюлозно-бумажной промышленности: Pmax2 =6000 ∙ 0,75=3000 кВт; 1.2. Определяю максимальную суммарную нагрузку присоединения:  , кВт кВт1.3. Вычисляем активные нагрузки потребителей для каждого часа суток по выражению:  , кВтгде, Рmax – максимальная используемая мощность потребителя. % – значение мощности в процентах из типового графика для n-го потребителя в t час. 100 – переводной коэффициент из процентов в относительные единицы. Выполним расчет для машиностроения:  кВт; 1521 кВт; 1404 кВт;Расчет для целлюлозно-бумажной промышленности:  кВт; кВт; кВт;1.4. Вычисленные нагрузки по часам суток сводим в таблицу и для каждого часа суток определим суммарное потребление по формуле:  , кВт; (1.4)ΣР0-1 =  + 1500 = 2962,5 кВт;ΣР1-2=1521 + 1500 = 3021 кВт; ΣР2-3 = 1404 + 1500 = 2904 кВт; Расчетные данные заносим в таблицу 5. Таблица 5 – Расчет активных нагрузок потребителей
По результатам расчёта в прямоугольных осях координат построим суточный график суммарной активной нагрузки потребителей (Приложение Б) и соответствующий ей час суток, т.е. час, когда потребители берут от главного понижающего трансформатора наибольшую активную мощность. 1.5. Определим постоянные потери для каждого часа суток:  кВт,%пост – процент постоянных потерь, принимается от 1 до 2 и каждый час считается одинаковым, принимаем 2%.  117,3 кВт1.6. Определим переменные потери для каждого часа суток: Рпер=%пер∙   кВт; где, %пер – процент переменных потерь в сетях и меди трансформатора, принимается от 5 до 8, принимаем 5, ΣРч– суммарная почасовая нагрузка.  кВт; кВт; кВт;1.7. Определим суммарную почасовую нагрузку с потерями по формуле: ΣРпот=ΣР+Рпост+Рперем, кВт; (1.7) ΣРпот0-1= 2962,5 +117,3 + 148,12 = 3169,86 кВт; ΣРпот.1-2= 3021 + 117,3 + 151,05 = 3232,47 кВт; ΣРпот.2-3= 2904 + 117,3 + 145,2 = 3107,28 кВт; Расчётные данные заносим в таблицу 6. Таблица 6 – Расчет мощности потребителей
1.8. Для определения наибольшей полной мощности потребителей необходимо рассчитать их реактивные мощности и суммарную реактивную мощность для часа наибольшей суммарной нагрузки. Реактивная мощность отдельного потребителя вычисляется по формуле: Qn=Pn ∙ tg  , кВар; (1.8)где,Pn – активная мощность потребителя, попавшая в час наибольшей суммарной нагрузки, кВт. tg – тангенс угла , определяемый для каждого потребителя по заданному коэффициенту мощности Км = cos ,tg  ; (1.9)  Qmax1= 2925 ∙ 0,1 = 292,5 кВар Qmax2= 3000 ∙ 0,2 = 600 кВар Данные расчета заносим в таблицу 7. Таблица 7 – Реактивная нагрузка для каждого потребителя
1.9. Определение полной мощности нетяговых потребителей Рассчитанные значения суммарной активной и реактивной мощностей позволяют определить полную мощность нетяговых потребителей на шинах вторичного напряжения подстанции (S35). Полная мощность определяется с учетом потерь в высоковольтных сетях и в трансформаторах подстанции. При этом постоянные потери считаются неизменными в течение суток независимо от времени нахождения трансформатора в работе и принимается равными 1 – 2 % от полной мощности, а переменные в сетях и обмотках трансформатора, зависящие от изменяющейся в течении суток нагрузки, принимаются в пределах 5 – 8 %. С учетом этого полная мощность потребителей определяется геометрической суммой активной и реактивной мощностей, кВА S35=(1+  ) , (1.10)где ∑Рmax– суммарная активная мощность потребителей, кВт. ∑Qmax– суммарная реактивная мощность потребителей, кВА.  кВА кВА 1.10 Расчет полной мощности нетяговых потребителей ведется отдельно для каждого РУ S35  max1 ∙Kум+ max2 ∙Kум, кВт (1.11)где Kум – коэффициент участия максимума, принимаем 0,9  , кВт max1 ∙ Kум ∙ tg + max2 ∙ Kум ∙ tg , кВар (1.12)  = 2925 ∙ 0,9 ∙ 0,1 + 3000 ∙ 0,9 ∙ 0,2 = 803,25 кВарОпределение мощности тяговой нагрузки 1.11. Определим мощность на тягу поездов. Нагрузка подстанции задается действующими значениями тока:  – наиболее загруженных фаз трансформатора; – наименее эффективный ток.Sтяг=Uш ∙ (2 ∙  Кр Кк Км, кВА; (2.1)где Uш =27,5 кВ – номинальное напряжение на тяговой подстанции; Кр– коэффициент, учитывающий неравномерность загрузки фаз трансформатора, равный 0,9; Кк– коэффициент, учитывающий влияние компенсации реактивной мощности, равный 0,93; Км– коэффициент, учитывающий влияние внутри суточной неравномерности, движение на износ обмоток трансформаторов, равный 1,45 Sтяг=27,5×(2×550+0,65×450)×  0,9 0,93 1,45= 46 475,21 кВА;1.12. Определение мощности собственных нужд. Выбор трансформатора собственных нужд Мощность трансформаторов собственных нужд (ТСН) выбирают исходя из мощности, необходимой для питания собственных нужд переменного тока, то есть всех вспомогательных устройств, необходимых для эксплуатации их в нормальном и аварийных режимах. На подстанциях устанавливаются два ТСН с вторичным напряжением 0,4 кВ, каждый из которых рассчитан на полную мощность потребителей собственных нужд. Так как в рассматриваемом проекте подстанция опорная, то для подогрева масляных выключателей устанавливается дополнительно два ТСН специально для подогрева. Для тяговых подстанций переменного тока Sc.н принимается равной 0,5 – 0,7 % от мощности на тягу: Sc.н=(0,005-0,007) Sт, кВА; (2.3) Sc.н= 0,006 ∙ 63 000 = 378 кВ ∙А Если предусматривается питание от шин собственных нужд трансформатора, трансформаторов автоблокировки мощность должна быть увеличена Sав=50  1.13. Определим наибольшую мощность на шинах 27,5 кВ: S27,5=(Sтяг+SДПР+Sн с.н)  р, кВА; (2.4)где Кр–коэффициент разновременности максимумов нагрузки, Кр=0,95  0,98, принимаем 0,95. SДПР75 кВАS27,5=(46 475,21 + 4963,27 + 378) ∙ 0,95 = 49 225,6 кВА; 1.14. Определим расчетную наибольшую мощность для выбора трехфазных трехобмоточных главных понижающих трансформаторов по формуле: Sмах =(S27,5+Smax 35) р, кВА; (2.5)где, Кр – коэффициент, учитывающий разновременность наступления максимумов нагрузок нетяговой нагрузки 35 кВ. Принимают, когда подстанция имеет трехобмоточные силовые трансформаторы, принимают 0,95  в двух обмоточных трансформаторах не учитывается, принимаю 0,95Sмах= ( 49 225,6+ 6958,8) ∙ 0,98 = 55 060,7 кВА; 1.15. Выбор главных понижающих трансформаторов Число главных понижающих трансформаторов на подстанции определяется категорией потребителей и, как правило, их устанавливают два с учетом надежного электроснабжения при аварийном отключении одного из трансформаторов. Мощность главных понижающих трансформаторов следует выбирать исходя из условий аварийного режима: Sрас.тр. =  кВА; (21)Кав =1,4 – коэффициент допустимой аварийной перегрузки трансформатора по отношению к его номинальной мощности. n – количество трансформаторов тяговой подстанции, принимаю 2.  кВА;(22) Исходя из условий, выбираем 2 силовых трансформатора ТДТНЭ-63000/220. 1.16. Выбор силовых трансформаторов и трансформаторов собственных нуждПараметры и число силовых трансформаторов выбираем согласно категории потребителя, число трансформаторов принимаем 2 т.к. потребители имеют I категорию по заданию, характеристика выбранных трансформаторов взята из справочной литературы. Данные заносим в таблицу 8 и 9 соответственно. Таблица 8 – Параметры силовых трансформаторов
Трансформатор, с маслянно-дутьевое охлаждением, трехобмоточный, с наличием устройства РПН. Таблица 9 – Параметры трансформаторов собственных нужд
Трансформатор, с естественным масляным охлаждением. 1.17. Расчет максимальных рабочих токов Токоведущие части электрооборудования 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 определённых допустимых токов, токоведущих частей и номинальных токов электрооборудования подстанций. При расчёте небольших (максимальных) рабочих токов сборных шин и присоединений учитывается запас на перспективу развития подстанций, принимаемый 70% расчётной мощности, возможные аварийные перегрузки до 40%, увеличение значения токов параллельно включённых трансформаторов и линий в случае отключения одного из трансформаторов или одной линии. Таблица 10 – Расчет максимальных рабочих токов
где, ∑Sн тр – сумма мощностей установленных трансформаторов; Кпер – коэффициент перегрузки 1,5; Uн – номинальное напряжение на вводе; Sн т-р – номинальная мощность установленного трансформатора; Крн – коэффициент распределения нагрузки по шинам 0,6 – 0,8; Кпр – коэффициент перспективного развития 1,3; 1.18. Расчет токов короткого замыкания Электрическая схема для расчета токов короткого замыкания представлена на рисунке 2:  Рисунок 2 – Расчетная электрическая схема Составляем расчётную схему замещения (рисунок 3):  Рисунок 3 - Расчетная схема замещения Расчет можно проводить как в именованных, так и в относительных единицах. В нашем случае выбираем в качестве метода приведения именованные единицы (стр.46, [1]). Начинаем расчет с выбора базисной ступени  , привязав её к напряжению ВН. Это напряжение нужно сверить со шкалой средних номинальных напряжений (стр.35, [1]). В нашем случае базисное напряжение будет равно: =230 кВТогда для расчета тока КЗ в точке  воспользуемся формулой (5.1):  (5.1)где элементы  и  будут, соответственно, равны: Ом;   В итоге ток КЗ в точке будет равен: , кАТок короткого замыкания в точке К2  кА Ом Ом  Ом  кА кАТок короткого замыкания в точке К3  кА Ом Ом  кАРасчёт ударного тока может производиться и экспертно, исходя из расположения точки КЗ. Значение ударного коэффициента, в зависимости от расположения точки КЗ приводятся в справочной литературе. Например, для шин РУ ВН тягового трансформатора можно принять  , а для шин РУ СН и НН  . Рассчитанные значения ударного тока сводим в таблицу 5.[5] кАОпределим ударный ток в точке К1:  кА Определим ударный ток в точке К2: кАОпределим ударный ток в точке К3:  кАМощность короткого замыкания   кВА кВА кВАТаблица 11 – Расчеты расчетов тока короткого замыкания, ударного тока
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
, кВт
, кВт
