Формули для розрахунку параметрів двохобмоткового трансформатора з розщепленою обмоткою низької напруги

Таблиця 2.1-Паспортні дані і параметри схеми заміщення трансформаторів

Sрозр,МВ А

Кількість і тип трансфо- рматорів

Паспортні дані

Розрахункові дані

ΔPxx, кВт.

ΔPк, кВт

Iх, %

Uк, %

1-трансформатора

2-х паралельних

ΔPст,МВт

ΔQµ, Мвар

Rт, Ом

Хт, Ом

ΔPст, МВт

ΔQµ, Мвар

Rт, Ом

Хт, Ом

2.2 Розраховуємо зведені потужності підстанцій

Потужності на шинах НН і СН підстанції

(2.16)

(2.17)

В режимі мінімальних навантажень конденсаторні батареї вимкнені.

Таблиця 2.2- Зведені потужності трансформаторів при максимальних навантаженнях

Назва	Максимальне навантаження
P, МВт	Q,Мвар
Потужність на шинах НН
Втрати потужності в обмотках НН
Потужність на початку обм. НН
Потужність на шинах СН
Втрати потужності в обм. СН
Потужність на початку обм. СН
Потужність в кінці обмоток ВН
Втрати потужності в обм. ВН
Потужності на поч. обм. ВН
Втрати потужності в сердечнику
Зведена потужність

Продовження таблиці 2.2 – Зведені потужності трансформаторів при мінімальних навантаженнях

Назва	Мінімальне навантаження
P, МВт	Q,Мвар
Потужність на шинах НН
Втрати потужності в обмотках НН
Потужність на початку обмоток НН
Потужність на шинах СН
Втрати потужності в обмотках СН
Потужність на початку обмоток СН
Потужність в кінці обмоток ВН
Втрати потужності в обмотках ВН
Потужність на початку обмоток ВН
Втрати потужності в сердечнику
Зведена потужність

8

3 СКЛАДАННЯ ВАРІАНТІВ СХЕМ ЕЛЕКТРИЧНОЇ МЕРЕЖІ І ЕЛЕКТРИЧНИЙ РОЗРАХУНОК ДВОХ З НИХ ПРИ МАКСИМАЛЬНОМУ НАВАНТАЖЕННІ

3.1 Намічаємо декілька можливих варіантів структурних схем, враховуючи категорії споживачів за надійності живлення та вимоги до складання схем для електричного розрахунку. Можливі схеми кільцева, магістральна і радіальна.

Для зручності порівняння проводимо в табличній формі.

Приклад:

Таблиця 3.1 – Порівняння варіантів схем електричної мережі

№ п/п	Електрична схема	Довжина ліній МЕМ,км	Кількість вимикачів
		20,5

Продовження таблиці 3.1

		24,5

Вибираємо варіанти 2 і 4 з меншою довжиною ліній мережі 10 кВ і меншою кількістю вимикачів 10 кВ для електричного розрахунку.

В кільцевій схемі на напрузі 10кВ ТП застосовуємо схему містка з роз’єднувачами в лініях і перетинці; та запобіжниками в колах трансформаторів, а на НН – одиночну секціоновану систему шин з автоматами та рубильниками. В магістральній і радіальній схемах на напрузі 10кВ ТП застосовані схеми блоків лінія - трансформатор з роз’єднувачами й запобіжниками.

В схемах містка і блока застосована ремонтна перетинка, яка буде використовуватися для оперативних перемикань.

Рисунок 3.1- Кільцева схема МЕМ і радіальна РЕМ (варіант 2).

Рисунок 3.2 – Кільцева і радіальна схема МЕМ і радіальна РЕМ (варіант 4).

3.2 Електричний розрахунок мережі 10 кВ варіанта 2 при максимальному навантаженні

Економічний переріз проводу розраховуємо за економічною густиною струму і вибираємо алюмінієві проводи марок А із таблиці 7.33[2]. Із таблиці 10.1[2] j_e=1,1A/мм² при Т_макс=3700год.

(3.1)

Струм в лінії

(3.2)

Перевіряємо вибрані марки проводів на нагрівання в нормальному та післяаварійному режимах І_доп ≥ І_л (3.3)

Рисунок 3.3 – Розрахункова схема варіанта 2

Знаходимо потужності на ділянках від джерела за правилом моментів

(3.4)

(3.5)

За першим законом Кірхгофа знаходимо потужності на інших ділянках замкнутої мережі.

На підстанції 2 – точка розподілу потужностей.

А 240;

А 25 за умовою механічної міцності

А 70;

А 185.

Вибираємо алюмінієві проводи для повітряних електричних ліній з . Розраховуємо параметри за схемою заміщення.

Рисунок 3.4 – Схема заміщення лінії МЕМ 10 кВ

(3.6)

; (3.7)

Розраховуємо параметри лінії А1.

Всі параметри розраховуємо аналогічно і заносимо в таблицю 3.2

Перевіримо вибрані марки проводів на втрату напруги до точки розподілу потужності замкненої схеми:

(3.8)

Умова виконується, то перевіряємо провідники на нагрівання:

І_доп з [2, табл. 7.33÷7.35]

Ділянка А1

Аналогічно проводимо перевірки на інших ділянках. Всі вибрані проводи відповідають умові нагрівання.

Проводимо такі ж перевірки (на допустиму втрату напруги і на нагрівання) для варіанта в післяаварійному режимі. Відключаємо лінію 3А´.

Рисунок 3.5 – Розрахункова схема мережі в післяаварійному режимі

Умова не виконується, необхідно збільшити перерізи проводів на ділянках.

На ділянці А1 А 300.

На ділянці 12 А 240.

На ділянці 23 А 240.

Розраховуємо втрату напруги в післяаварійному режимі

Умова виконується.

Перевірку на нагрівання проводимо в таблиці 3.2. На всіх ділянках умова виконується.

3.3 Електричний розрахунок варіанта 4

Рисунок 3.6 – Розрахункова схема варіанта 4

А 150;

А 25 за умовою механічної міцності

А 95;

2хА 70.

Параметри заносимо в таблицю 3.2

Проводимо перевірку на допустиму втрату напруги

Умова на допустиму втрату напруги в нормальному режимі виконується.

Проводимо перевірку в післяаварійному режимі. Відключаємо одне коло лінії А´3 і лінію А´2.

Рисунок 3.7 - Електрична схема мережі в післяаварійному режимі

Умова не виконується. Необхідно збільшити перерізи проводів на ділянках.

Умова виконується.

На ділянці 12 збільшуємо переріз до А 50.

Умова виконується.

Розрахунок лінії РЕМ 150 кВ.

Рисунок 3.8 – Розрахункова схема живлячої лінії 150 кВ

Вибираємо сталеалюмінієвий провід АС 120 за умовою корони.

Знаходимо параметри лінії за схемою заміщення і формулами

[2, таблиця 7,35]

[2, таблиця 7,41]

[2, таблиця 7,42]

Рисунок 3.7 – Схема заміщення лінії 150 кВ

(3.9)

Для двох паралельних ліній

(3.10)

(3.11)

(3.12)

Результати зводимо в таблицю 3.3

Таблиця 3.2 – Параметри ліній 10 кВ

вар	Лінія	Марка проводу	, км	Паспортні дані	Розрахункові дані
, Ом/км	, Ом/км	Ідоп, А	Rл, Ом	Хл, Ом	Іл, А	ΔU, кВ
	А - 1	А 300	4,5	0,1	0,298		0,45	1,3		0,56
1 - 2	А 240		0,123	0,305		0,7	1,83	18,7
2 - 3	А 240		0,123	0,305		0,7	1,83		0,59
3 - А´	А 185		0,161	0,313		0,64	1,25
	А-1	А 150	4,5	0,198	0,319		0,89	1,44		0,35
1-2	А 50		0,588	0,355		3,5	2,13	18,9	0,63
А´-2	А 95		0,315	0,332		1,89	1,99
А´-3	2хА 70	2х4	0,42	0,341		1,68/0,84	1,36/0,68		0,2

Для паралельних ліній за формулами 3.10 та 3.11

Таблиця 3.3 – Параметри лінії 150 кВ

Лінія	Марка проводу	l, км	Паспортні дані	Розрахункові дані
r0, Ом/км	x0, Ом/км	b0·10^-6 Cм/км	Iдоп А	Rл/R(2) Ом	Xл/Х(2) Ом	Qв/QВ(2) Мвар
ДА	АС 120/19		0,249	0,43	2,67		17,43 8,7	30	4,2 8,4

4 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНЕ ПОРІВНЯННЯ ДВОХ ВИБРАНИХ ВАРІАНТІВ СХЕМ ПРОЕКТОВАНОЇ ЕЛЕКТРИЧНОЇ МЕРЕЖІ

Метод зведених розрахункових затрат застосовуємо при умові, що технічні показники (надійність, довговічність, степінь автоматизації, зручність та безпека монтажу й експлуатації) обох варіантів рівноцінні. Кращим є варіант з меншими З_зв.

(4.1)

Е_н=0,1 – коефіцієнт ефективності капіталовкладень.

(4.2)

4.1 Порівняння варіантів для ліній

(4.3)

[2, таблиця 10.15]

(4.4)

Втрати електроенергії в лінії і трансформаторі (4.5)

(4.6)
Розраховуємо втрати електроенергії в лініях (наприклад)

[2, таблиця 10.2]

- ціна втраченої 1 кВт·год;

Складаємо електричні схеми варіантів електричної мережі.

(4.7)

Коефіцієнт індексації цін К_інд=20грн./крб..

Результати заносимо в таблицю 4.1.

Таблиця 4.1- Розрахункові затрати для ліній

Варіант	Лінія	Марки проводів	l, км	К0, тис.крб./км	К, тис.грн	(a0%+aа%)К тис. грн	DW, кВт×год 10^3	Ц·DW тис.грн	Ен·К, тис.грн	Зл тис.грн
	А-2
2-1
Всього
	А1
А2
Всього

Для дальших розрахунків вибираємо 4 варіант з меншими зведеними розрахунковими затратами і меншими витратами кольорового металу.

Рисунок 4.1- Електрична схема варіанта 2.

Рисунок 4.2 – Електрична схема варіанта 4

5 КІНЦЕВИЙ ЕЛЕКТРИЧНИЙ РОЗРАХУНОК

ОПТИМАЛЬНОГО ВАРІАНТА СХЕМИ ЕЛЕКТРИЧНОЇ МЕРЕЖІ

За схемами заміщення районної електричної мережі розраховуємо уточнений розподіл потужностей в лініях для максимального і мінімального режимів та після аварійного режиму з урахуванням втрат потужностей в лініях і зарядних потужностей ліній. Для МЕМ 10кВ визначаємо перерізи провідників за умовою допустимої втрати напруги. Вибираємо запобіжники з плавкими вставками для захисту трансформаторів 10/0,4кВ на ТП.

5.1 Електричний розрахунок РЕМ в максимальному, мінімальному та післяаварійному режимах

Рисунок 5.1 – Схема заміщення лінії в максимальному режимі

Рисунок 5.2 – Схема заміщення лінії в мінімальному режимі

В післяаварійному режимі відключаємо одне коло лінії ДА. Розрахунок проводимо при максимальному навантаженні.

Рисунок 5.3 – Схема заміщення лінії в післяаварійному режимі

Електричний розрахунок лінії 150 кВ проводимо в табличній формі.

Таблиця 5.2 – Електричний розрахунок лінії ДА в трьох режимах

режим	Потужність в кінці лінії S2´	Зарядна потужн в кінці лінії QВ2	Потужність в кінці ланки S2	Втрати потужності в лінії ΔS	Потужн. на поч. ланки S1	Зарядна потужн в кінці лінії QВ1	Потужн. на поч. лінії S1
Макс	5,85+j2,58	-j4,2	5,85-j1,62	0,01+j0,02	5,86-j1,60	-j4,2	5,86-j5,8
Мін	2,64+j1,96	-j4,2	2,64-j2,24	0,005+j0,008	2,645-j2,232	-j4,2	2,645-j6,432
п/ав	5,85+j2,58	-j2,1	5,85+j0,48	0,03+j0,05	5,88+j0,53	-j4,2	5,88-j3,67

Втрати потужності в лініях:

(5.1)

(5.2)

Розраховуємо коефіцієнти корисної дії максимального, мінімального та післяаварійного режимів.

(5.3)

5.2 Знаходимо перерізи провідників вибраного варіанта за допустимою втратою напруги

Задаємся

Визначаємо реактивну складову втрати напруги

(5.4)

Знаходимо активну складову втрат напруги

(5.5)

(5.6)

Метод постійного перерізу F= const

(5.7)

На ділянках замкненої мережі вибираємо провід А 95

На ділянці А3 - А 35

Перевіряємо на втрату напруги

Втрати напруги не перевищують допустимих значень.

Метод найменшої витрати провідникового матеріалу k_p = const

(5.8)

вибираємо А 50

вибираємо А 70

вибираємо А 25

вибираємо А 35

Умова виконується на всіх ділянках мережі.

Метод найменших втрат потужності в лініях jDp=const

; (5.9)

;

;

;

; (5.10)

;

;

; А 50

; А 70

; А 25

А 35

Перерізи на всіх ділянках вибрані такі ж як в попередньому методі. Робимо висновок, що умова на допустиму втрату напруги виконується.

6 ВИЗНАЧЕННЯ НАПРУГИ НА ШИНАХ ПІДСТАНЦІЇ У ВСІХ РЕЖИМАХ І ВИБІР СПОСОБІВ РЕГУЛЮВАННЯ НАПРУГИ

Напруги в кінці ланки схеми заміщення розраховуємо за формулою

U₂ = (6.1)

- поздовжня складова спаду напруги, (6. 2)

втрата напруги;

- поперечна складова спаду напруги, (6.3)

яка мало впливає на величину напруги U₂, тому в практичних

розрахунках нею нехтують;

де P_поч.,Q_поч. – активна і реактивна потужності на початку ланки схеми заміщення лінії та трансформатора; R,X - активний і реактивний опори ланки схеми заміщення.

(Наприклад)

6.1 Визначаємо напруги на шинах підстанції А у всіх режимах

Максимальний режим

Реактивна складова втрати напруги не впливає на дійсне значення напруги, тому можемо її не враховувати в розрахунках.

Напруга на шинах НН трансформатора

Мінімальний режим

;

;

Післяаварійний режим

;

.

6.2 Для забезпечення бажаних рівнів напруги на шинах НН трансформатора використовуємо пристрої РПН силових трансформаторів підстанцій. РПН вибираємо ±8×1,5% в нейтралі ВН з [2, табл. 3.2].

Максимальний режим

Дійсне значення напруги на шинах НН трансформатора

не відповідає бажаному значенню

;

; приймаємо n_роб = 3

- бажане.

Мінімальний режим

- бажане.

Післяаварійний режим

- бажане.

6.3 Вибираємо запобіжники для захисту ТП

Вибір запобіжників для ТП 10 кВ проводимо з [2, табл. 5.4].

Розраховуємо робочі струми на високій напрузі кожного навантаження.

Вибираємо запобіжник типу ПКТ 104-10-200-12,5У3

Вибираємо запобіжник типу ПКТ 104-10-100-31,5У3

Вибираємо запобіжник типу ПКТ 104-10-160-20У3

ВИСНОВКИ ТА ЕНЕРГОЗБЕРЕЖЕННЯ

Прийняті рішення і проведені розрахунки забезпечують бажані напруги в робочих режимах та в післяаварійному.

В проекті застосована кільцева схема мережі і радіальна 10кВ та радіальна двоколова 150кВ, що забезпечує необхідну надійність електропостачання споживачів. На підстанції А на напрузі 150кВ використана схема блоків лінія - трансформатор з вимикачами в лініях і перетинці. Компенсація реактивної потужності споживачів і регулювання напруги за зустрічним принципом покращили технічні й економічні показники роботи електромережі.

Енергозбереження в електромережі забезпечується зменшенням втрат потужності й електроенергії, напруги, втрат на експлуатацію застосуванням компенсації реактивної потужності, паралельних ліній і трансформаторів, замкнутих мереж, пристроїв РПН силових трансформаторів; зменшенням часу виконання ремонтів і збільшенням міжремонтних періодів роботи електромережі.

Дата добавления: 2015-10-29