Выбор типов и мощности трансформаторов

Задача выбора трансформаторов на подстанции делится на две части. Вначале выбирается число трансформаторов на подстанции. При решении её исходят из требования надёжности электроснабжения потребителей, питаемых через данные трансформаторы.

Далее определяется мощность каждого из трансформаторов. При этом для однотрансформаторной подстанции мощность трансформатора S_т должна быть не меньше мощности потребителей S_н, питающихся от него_. S_Т S_н, а коэффициент загрузки трансформатора должен быть порядка 0.9 (k_З =S_н/S_Т). Мощность трансформаторов на двухтрансформаторной подстанции должна обеспечить нагрузку потребителей в случае аварии одного из них. Поэтому мощность каждого трансформатора выбирается с учётом её перегрузочной способностью по условию

S_Т S_н/1.4 (3.2.1)

В результате коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме составляет 0,65 – 0,75 (k_З =S_н/2Sн._Т).

При выборе трансформаторов необходимо помнить, что на подстанциях, связывающих питающие и распределительные сети должны устанавливаться трансформаторы с РПН.

Выбор количества трансформаторов на подстанциях радиальной схемы:

Подстанция 1 – I, II, III категория – т.к. через трансформаторы, установленные на подстанции осуществляется энергоснабжение узлов 2,5,6 первой и второй категории.

Подстанция 2 – I, II, категория – два трансформатора.

Подстанция 3 – III категория – один трансформатор.

Подстанция 4 – III категория – один трансформатор.

Подстанция 5 – II категория – два трансформатора.

Подстанция 6 – III категория – один трансформатор.

Нагрузки узлов с учетом скомпенсированной реактивной мощности:

S₁ = P₁ + j(P₁×tgj₁ – Q_k1) = 31 + j(31×0,456 –4) =31 + j10,124 МВ×А;

S₂ = 11 + j(11×0,646 –3,6) =11 + j3,505 МВ×А;

S₃ = 22 + j(22×0,75 –10,8) = 22 + j5,7 МВ×А;

S₄ = 16 + j(16×0,646 –5) = 16 + j5,335 МВ×А;

S₅ = 0,648 + j(0,648×0,646 –0,2) = 0,648 + j0,219МВ×А;

S₆ = 0,687 + j(0,687×0,698 –0,25) = 0,687 + j0,23 МВ×А.

На подстанции 1 трансформаторы связывают сети с напряжениями 110 35 и 10 кВ. Мощность нагрузки, проходящая через трансформаторы подстанции1

S _н1 = S₁ + S₂ + S₅ + S₆ = =31+j10,124+11+j3,505+0,648+j0,219+0,687+j0,23=43,335+j14,078МВ×А;

Расчётную мощность каждого трансформатора определяем по формуле (3.2.1)

S_Т1 = МВ×А;

Выбираем ближайшие удовлетворяющие условию (3.2.1)трансформаторы ТДТН-40000/110 [1, табл.6.10 ]

Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме

k_з = .

Коэффициент загрузки трансформаторов в послеаварийном режиме:

k_з = = 1,14.

Расчётная мощность трансформаторов на подстанции 2:

S_н2= S₂ + S₅ + S₆ =11 + j3,505 +0,648+j0,219+0,687+0,23=12,335+j3,954 МВ×А;

S_T2 = МВ×А;

Выбираем трансформаторы ТМН-10000/35 [1, табл. 6.8].

Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме:

k_з = = 0,65.

Коэффициент загрузки трансформаторов в послеаварийном режиме:

k_з = = 1,295.

Расчётная мощность трансформатора на подстанции 3 должна быть не меньше мощности нагрузки:

S_Т3 ≥S _н3

S _н3 =22,726 МВ×А;

Выбираем трансформатор ТРДН-25000/110 [1, табл. 6.9].

Коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме

k_з = .

Расчётная мощность трансформатора на подстанции 4 должна быть не меньше мощности нагрузки:

S_Т4 ≥S _н4

S _н4 =16,866 МВ×А;

Выбираем трансформатор ТРДН-25000/110 [1, табл. 6.9]

Коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме

k_з = .

Расчётную мощность каждого трансформаторов на подстанции 5 определяем по формуле (3.2.1)

S_Т = МВ×А;

Выбираем трансформаторы ТМ-630/10 [3 табл. П.2.1].

Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме

k_з = .

Коэффициент загрузки трансформаторов в послеаварийном режиме:

k_з = = 1,09.

Расчётная мощность трансформатора на подстанции 6 должна быть не меньше мощности нагрузки:

S_Т6 ≥S _н6

S _н6 =0,724 МВ×А;

Выбираем трансформатор ТМ-1000/10 [3, табл. П.2.1].

Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме

k_з = .
Результаты выбора трансформаторов сведём в табл. 3.2.1

Таблица 3.2.1

№ Пс/т	Sн подстанции, МВ×А	Категория потребителей	Число трансфоро-маторов	Sт расчётная, МВ×А	Марка трансформаторов	kз
	45,564	I,II, III		32,55	ТДТН-40000/110	0,6/1,14
	12,953	I,II		9,252	ТМН-10000/35	0,65/1,295
	22,726	III		22,726	ТРДН-25000/110	0,91/-
	16,866	III		16,866	ТРДН-25000/110	0,674/-
	0,684	II		0,489	ТМ – 630/10	0,543/1,09
	0,724	III		0,724	ТМ – 1000/10	0,724/-

Выбор количества трансформаторов на подстанциях смешанной схемы:

Подстанция 1 – III категория – один трансформатор.

Подстанция 2 – I, II, категория – два трансформатора.

Подстанция 3 – III категория – один трансформатор.

Подстанция 4 – III категория – один трансформатор.

Подстанция 5 – II категория – два трансформатора.

Подстанция 6 – III категория – один трансформатор.

Расчётная мощность трансформатора на подстанции 1 должна быть не меньше мощности нагрузки:

S_Т1 ≥S _н1

S _н3 = 31 + j10,124=32,611МВ×А;

Выбираем трансформатор ТРДН-40000/110 [1, табл. 6.9].

Коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме

k_з = .

Расчётная мощность трансформаторов на подстанции 2:

S_н2= S₂ + S₅ + S₆ =11 + j3,505 +0,648+j0,219+0,687+0,23=12,335+j3,954 МВ×А;

S_T2 = МВ×А;

Выбираем трансформаторы ТДН-10000/110 [1, табл. 6.9].

Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме:

k_з = = 0,65.

Коэффициент загрузки трансформаторов в послеаварийном режиме:

k_з = = 1,295

Расчётная мощность трансформатора на подстанции 3 должна быть не меньше мощности нагрузки:

S_Т3 ≥S _н3

S _н3 =22,726 МВ×А;

Выбираем трансформатор ТРДН-25000/110 [1, табл. 6.9].

Коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме

k_з = .

Расчётная мощность трансформатора на подстанции 4 должна быть не меньше мощности нагрузки:

S_Т4 ≥S _н4

S _н4 =16,866 МВ×А;

Выбираем трансформатор ТРДН-25000/110 [1, табл. 6.9]

Коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме

k_з = .

Расчётную мощность каждого трансформаторов на подстанции 5 определяем по формуле (3.2.1)

S_Т = МВ×А;

Выбираем трансформаторы ТМ-630/10 [3 табл. П.2.1].

Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме

k_з = .

Коэффициент загрузки трансформаторов в послеаварийном режиме:

k_з = = 1,09.

Расчётная мощность трансформатора на подстанции 6 должна быть не меньше мощности нагрузки:

S_Т6 ≥S _н6

S _н6 =0,724 МВ×А;

Выбираем трансформатор ТМ-1000/10 [3, табл. П.2.1].

Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном режиме

k_з = .

Результаты выбора трансформаторов сведём в табл. 3.2.2

Таблица 3.2.2

№ Пс/т	Sн подстанции, МВ×А	Категория потребителей	Число трансфоро-маторов	Sт расчётная, МВ×А	Марка трансформаторов	kз
	32,611	III		32,611	ТРДН-40000/110	0,815/-
	12,953	I,II		9,252	ТДН-10000/110	0,65/1,295
	22,726	III		22,726	ТРДН-25000/110	0,91/-
	16,866	III		16,866	ТРДН-25000/110	0,674/-
	0,684	II		0,489	ТМ – 630/10	0,543/1,09
	0,724	III		0,724	ТМ – 1000/10	0,724/-

Выбор сечений проводников

По конструкции электрические сети делят на воздушные и кабельные. Для передачи электроэнергии на относительно большие расстояния практически используют только воздушные линии.

Передача электроэнергии на расстояния от сотен метров до километров может осуществляться как по воздушным, так и по кабельным линиям. При этом кабельные сети принимают при электроснабжении городов, промышленных и крупных сельскохозяйственных предприятий, для которых характерна большая плотность электрических нагрузок.

Сечение проводников воздушных и кабельных линий выбирается из ряда условий.

В большинстве линий сечения проводников выбираются по экономическим соображениям: по экономической плотности тока или экономическим токовым интервалам. Перечень сетей, выбор сечения проводников в которых не подлежит экономической плотности тока, дан в [3, с.118].

Согласно методу экономической плотности тока экономическое сечение рассчитывается по формуле

, (3.3.1)

где I_м – проходящий по линии ток в режиме максимальных нагрузок, соответствующий нормальному рабочему режиму проектируемой сети;

j_э – экономическая плотность тока, определяемая по [4, c.96; 8, c.40].

Полученное сечение округляется до ближайшего стандартного.Для всех линий без исключения выбранное сечение подлежит проверке по нагреву. При этом наибольший ток линии находится не только для нормальных, но и для послеаварийных режимов работы.

Выбор сечений проводников для радиальной схемы.

В качестве проводов примем сталеалюминевые провода марки АС.

Определим время использования максимальной нагрузки для каждого участка линии:

Время использования максимальной нагрузки:

Т_{нб 1} = 5450 ч;

Т_{нб 2} = 3160 ч;

Т_{нб 3} = 3280 ч;

Т_{нб 4} = 4280 ч;

Т_{нб 5} = 3560 ч;

Т_{нб 6} = 4240 ч;

Время использования максимальной нагрузки для каждого участка линии определяется по формуле:

, (3.3.2)

где и - соответственно мощность и время использования максимальной нагрузки i-го потребителя, который питается через определенную линию.

Для участка линии ИП-1 время использования максимальной нагрузки определяется формулой

T_{нб ип-1} = ;

T_{нб ип-1} = = 4298 ч.

Для участка линии 1-2 время использования максимальной нагрузки определяется формулой

T_{нб 1-2} = ;

T_{нб 1-2} = 3241ч;

По табл. 4.1 [3, стр. 118] находим, что экономическая плотность тока для участков электрической сети равна:

j_{э ип-1} = 1,1 А/мм²;

j_{э 1-2} = 1,1 А/мм²;

j_{э 1-3} = 1,1 А/мм²;

j_{э 1-4} = 1,1 А/мм²;

j_{э 2-5} = 1,1 А/мм²;

j_{э 2-6} = 1,1 А/мм²;

Сечения проводов выбираем по экономической плотности тока.

Определяем ток в линии для нормального рабочего режима по формуле:

I_нб = ; (3.3.3)

I_{нб ип-1} = = 223,4 А.

Аналогично определим I_нб в остальных линиях:

I_{нб 1-2} = = = 106,8А;

I_{нб 1-3} = = = 119,3 А;

I_{нб 1-4} = = = 88,5 А;

I_{нб 2-5} = = = 19,7 А;

I_{нб 2-6} = = = 41,8 А;

Экономически целесообразное сечение проводов линий определим по формуле .

Экономически целесообразные сечения проводов линий:

F_{э ип-1} = I_{нб ип-1}/ j_{э ип-1} = 223,4/1,1 = 203,1 мм²;

F_{э 1-2} = I_{нб 1-2}/ j_{э 1-2} = 106,8/1,1 = 97,1 мм²;

F_{э 1-3} = I_{нб 1-3}/ j_{э 1-3} = 119,3/1,1 = 108,5 мм²;

F_{э 1-4} = I_{нб 1-4}/ j_{э 1-4} = 88,5/1,1 = 80,5 мм²;

F_{э 2-5} = I_{нб 2-5}/ j_{э 2-5} = 19,7/1,1 = 17,9 мм²;

F_{э 2-6} = I_{нб 2-6}/ j_{э 2-6} = 41,8/1,1 = 38 мм²;

В соответствии со шкалой стандартных сечений выбираем ближайшее, соответствующее:

для линии ИП-1 АС-185/29;

для линии 1-2 АС-95/16;

для линии 1-3 АС-120/19;

для линии 1-4 АС-70/11;

для линии 2-5 АС-25/4,2;

для линии 2-6 АС-35/6,2;