4 Выбор количества, типа и мощности понижающих трансформаторов

Число главных понижающих трансформаторов на подстанции определяется категорией потребителя. По заданию часть не тяговых потребителей относится к первой категории. Поэтому на подстанции устанавливается не менее двух трансформаторов. В нормальном режиме в работе могут находиться один или два трансформатора в зависимости от величины нагрузки. При этом «правила устройства электроустановки» допускают аварийную перегрузку на 40% во время максимальной суточной нагрузке продолжительностью не более 6 часов в течение не более 5 суток. Мощность главного понижающего трансформатора определяем из условия аварийного режима

где – мощность главного понижающего трансформатора, кВА;

1,4 – коэффициент допустимой аварийной перегрузки трансформатора; n – количество главных понижающих трансформатора; 1 – количество резервных трансформаторов.

По расчетной мощности, напряжению обмоток выбираем тип главного понижающего трансформатора подстанции. Выбираем трансформатор типа ТДТН-16000/110.

Таблица 4.1 – Электрические характеристики трансформатора

Тип

Номинальная мощность

Номинальное напряжение обмоток

Потери

Ток холостого хода

Напряжение короткого замыкания между обмотками

Схема и группа соединения обмоток

высшего напряжения

Среднего напряжения

Низшего напряжения

холостого хода

короткого замыкания

Sн, кВ А

U1н, кВ

U2н, кВ

U3н, кВ

Pх.х. кВт

Рк.з. кВт

Iх.х, %

uкв-с %

uкв-н %

uкс-н %

ТДТН-16000/110

16000

115

38,5

11,0

45

125

5,0

17,0

10,5

6

---0-11

Выбранный трансформатор удовлетворяет условию

_.

Расшифровка маркировки трансформатора ТДТН-16000/110:

Т – трехфазный;

Д – с дутьевым охлаждением масла;

Н – с регулировкой напряжения под нагрузкой;

16000 – мощность, кВА;

110 – напряжение с высокой стороны, кВ.

5 ОПРЕДЕЛЕНИЕ МОЩНОСТИ НА ШИНАХ ПЕРВИЧНОГО НАПРЯЖЕНИЯ ПОДСТАНЦИИ

Полная мощность подстанции зависит от схемы внешнего электроснабжения определяющей ее тип и от количества мощности главного понижающего трансформатора.

Тип проектируемой подстанции–ответвительная на отпайках

где – полная мощность трансформаторной подстанции; – мощность главного понижающего трансформатора, кВА; – число установленных на проектируемой подстанции главных понижающих трансформатора.

После выбора трансформаторов и расчета мощности подстанции рассчитываем максимальные рабочие токи на шинах и по присоединениям РУ,

необходимые для выбора токоведущих частей и электрического оборудования.

6 РАСЧЕТ МАКСИМАЛЬНЫХ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ ДЛЯ ХАРАКТЕРНЫХ ТОЧЕК ПОДСТАНЦИИ

Для вычисления ТКЗ по заданной схеме питания составляем однолинейную расчетную схему. На ней указываем только те элементы, сопротивление которых учитывается в расчетах. Рядом с каждым элементом проставляем исходные параметры необходимые для расчета его сопротивления. Укажем все точки КЗ в которых необходимо произвести расчет ТКЗ.

РП – 1 S_к1 – 800МВА РП – 2 S_к2 = 1000МВА

115кВ

l₃=26км l₄+l₅+l₆+l₇=85км

К₁

10,5кВ

S_ном.т=16МВА S_ном.т=16МВА

U_{к в-н}=10,5% U_{к в-н}=10,5%

U_{к в-с}=17% 37кВ К₂ U_{к в-с}=17%

U_{к с-н}=6% U_{к с-н}=6%

Рисунок 6.1 – Расчетная однолинейная схема

Расчет токов КЗ выполняем методом относительных единиц. U_*б= U_ср; S_*б=100МВА. По расчетной схеме составляется схема замещения. Все элементы расчетной схемы заменяются их сопротивлениями. Каждое сопротивление обозначается дробью, в числителе которой указывается порядковый номер элемента цепи, в знаменателе – его относительное сопротивление, рассчитанное в базисных условиях. В качестве базисных условий принимаем базисную мощность S_*б=100МВА. Сопротивление системы до шин районных подстанций РП₁ и РП₂ определяем по формуле:

Сопротивление линий при напряжении 115 кВ определяем по формуле:

K₁

10,5 кВ К₂

Рисунок 6.2 – Схема замещения

Сопротивление трансформаторов определяем по формуле:

Пользуясь формулами преобразования, заменяем параллельные сопротивления их результирующим; последовательные соединения – их суммой. В процессе преобразования схемы замещения появляются новые, эквивалентные отдельным участкам схемы сопротивления, нумерацию которых удобней продолжить. Если сопротивление элемента переходит без изменения из одной схемы преобразования в другую, то его номер должен сохраняться.

а)

К₁

К₂

б)

К₁

К₂

в) г) д)

К₂

К₁ К₁

К₂ К₂

Рисунок 6.3 – Схемы преобразования

Рассчитываем эквивалентные сопротивления до точек короткого замыкания.

Тепловой импульс рассчитываем по формуле

где Т_А – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока короткого замыкания, которая для установок напряжением выше 1000 В с

относительно малым активным сопротивлением равна 0,05 с; – полное время отключения тока короткого замыкания, образующееся из трех составляющих:

где – врем выдержки срабатывания релейной защиты, выбранное и обозначенное на принципиальной схеме;

– собственное время срабатывания защиты;

– собственное время отключения выключателя приводом.

Ввиду того что на данном этапе еще не производился расчет релейной защиты и не выбирались выключатели, значения и принять равными по 0,1 с.

Таблица 6.1 – Расчет токов, мощностей и теплового импульса КЗ в точках К₁ ,К₂

Точки КЗ	Расчетные формулы	Расчеты
К1 (Uср=115 кВ)
К2 (Uср=10,5 кВ)

7 ВЫЧИСЛЕНИЕ НАИБОЛЬШИХ РАБОЧИХ ТОКОВ НА ШИНАХ И ПО ПРИСОЕДИНЕНИЯМ РУ-10 кВ

W₂

115кВ

W₁

Произведем расчет максимальных рабочих токов на шинах и по присоединениям РУ-10кВ необходимые для выбора электрического оборудования подстанции. Для этого разрабатываем структурную схему РУ-10кВ.

РУ-35кВ

РУ-35кВ

880,8