Современные технологические процессы построены на широком использовании электрической энергии, что приводит к созданию сложных, постоянно развивающихся систем электроснабжения, состоящих из множества элементов, выполняющих определенные функции.
Энергетические системы являются основой электроснабжения для большинства потребителей электрической и тепловой энергии. Задача энергосистем состоит в надежном, бесперебойном питании промышленных потребителей и населения электрической и тепловой энергии надлежащего качества при минимальных затратах.
Электрическая энергия, вырабатываемая на электростанциях, при передаче к потребителям претерпевает многократную трансформацию в повышающих и понижающих трансформаторах.
Трансформаторные подстанции представляют собой электроустановки, предназначенные для преобразования напряжения сетей в целях экономичного распределения энергии в ближайшем районе или дальнейшей ее передачи.
При проектировании и эксплуатации подстанций принципиально важное значение имеют вопросы выбора мощности силовых трансформаторов с учетом их нагрузочной способности и повышения эффективности использования установленных трансформаторов.
Развитие энергетики в настоящее время идет по пути увеличения мощностей агрегатов и электростанций. При этом выдачу мощности электростанций приходится вынужденно производить в электрические сети все более высокого напряжения, следствием чего являются увеличение числа ступеней трансформации электроэнергии при передаче ее от электростанций к потребителям, все возрастающие потери мощности и энергии в сетях и рост отношения установленной мощности трансформаторов к установленной мощности генераторов. Вопросы снижения этого отношения, оптимизации структуры и параметров сетей с целью уменьшения капиталовложений,
потерь мощности и энергии при соблюдении норм на качество электроэнергии и обеспечения надежности электроснабжения, составляют важную задачу.
Целью данного дипломного проекта является проект понижающей подстанции МПС.
1. Расчет схемы первичных соединений подстанции 1.1. Электрические нагрузки на шинах подстанции.
Необходимо составить проект подстанции электроснабжения, то есть СМП-329 (строительно-монтажный проезд), поселка Железнодорожников и контейнерной станции, а так же близлежащих промышленных потребителей и жилых поселков. В таблицах 1.1÷1.4 приведены нагрузки фидеров 10 кВ подстанции зимнего периода.
Табл. 1.1. Нагрузка I сш. -10 кВ
|
Мощность |
№ Фидера |
||||
|
1 |
3 |
5 |
7 |
9 |
|
|
S. МВА |
2,36 |
1,8 |
8,73 |
2,9 |
4,73 |
|
Р.МВт |
1,88 |
1,44 |
6,98 |
1,32 |
3,78 |
|
Q.MBAp |
1,42 |
1,08 |
5,24 |
1,74 |
2,84 |
Табл. 1.2. Нагрузка III сш. - 10 кВ
|
Мощность |
№ Фидера |
|||
|
2 |
4 |
6 |
8 |
|
|
S,MBA |
2,18 |
2,36 |
3,64 |
7,82 |
|
Р,МВт |
1,74 |
1,88 |
2,9 |
6,26 |
|
Q,MBAp |
1,3 |
1,42 |
2,18 |
4,69 |
Табл. 1.3. Нагрузка II сш. -10 кВ
|
Мощность |
№ Фидера |
|||
|
10 |
12 |
14 |
16 |
|
|
S,MBA |
8,91 |
2,91 |
3,64 |
3,09 |
|
Р,МВт |
7,13 |
2,33 |
2,9 |
2,47 |
|
Q,MBAp |
5,35 |
1,75 |
2,18 |
1,85 |
Табл. 1.4. Нагрузка IV сш. -10 кВ
|
Мощность |
№ Фидера |
||
|
11 |
^ 13 |
15 |
|
|
S,MBA |
5.09 |
3.45 |
3.09 |
|
Р,МВт |
4.07 |
2.76 |
2.47 |
|
Q, МВАр |
3.0 |
2.07 |
1.85 |
Наименование потребителей подключенных к шинам подстанции указанны в таблице 1.5.
Табл. 1.5. Характеристика потребителей
|
№Фидера |
Наименование потребителей |
|
1 |
База ГСМ |
|
2 |
Механизированная колонна № 102 |
|
3 |
Механизированная колонна №87 |
|
4 |
СМП - 329 и жилой поселок |
|
5 |
Аэропорт |
|
6 |
База НГГШ |
|
7 |
ГТЧ -33 (пожарная часть) |
|
8 |
поселок Железнодорожников |
|
9 |
ЦТБ (центральная трубная база) |
|
10 |
Аэропорт |
|
11 |
поселок Железнодорожников |
|
12 |
ПЧ-33 |
|
13 |
Отраслевая база вторичного сырья |
|
14 |
Контейнерная станция |
|
15 |
СМП - 329 и жилой поселок |
|
16 |
Механизированная колонна № 15 |
1.2. Расчет электрических нагрузок
При проектировании схем развития распределительных сетей энергосистем определяются перспективные электрические нагрузки подстанции. Для их определения применяется коэффициент одновременности максимумов:
Рр=Ко.м.∙∑ni=1∙Pi (1.1) где К0.м. - коэффициент одновременности максимумов; Рр - расчетная мощность присоединения, кВт, при Ко м; Рj - мощность единичной подстанции, кВт.
Расчетный ток, протекающий по фидеру, определяется:
Ip=Pp/√3 ∙U∙cosφ (1.2)
Результаты определения расчетной мощности и тока представлены в таблице 1.6.
Табл. 1.6. Электрические нагрузки подстанции
|
Величина |
№ Фидера |
|||||||||||||||
|
1 |
3 |
5 |
7 |
9 |
2 |
4 |
6 |
8 |
10 |
12 |
14 |
16 |
11 |
13 |
15 |
|
|
Рр, МВт |
1,5 |
1,15 |
5,58 |
1,86 |
3,02 |
1,39 |
1,5 |
2,32 |
5 |
5,7 |
1,86 |
2,32 |
1,98 |
3,26 |
2,21 |
1,98 |
|
IР,А |
103 |
79 |
383 |
127,8 |
207,6 |
95,5 |
103 |
159 |
343,7 |
392 |
127,8 |
159 |
136 |
224 |
152 |
136 |
Находим нагрузку на шинах I-III трансформатора №1:
Р 0=
=l,5+l,15+5,58+l,86+3,02+l,39+l,5+2,32+5=23,32 мВт
Находим нагрузку на шинах II-IV трансформатора №2:
Р 0=
=5,7+1,86+2,32+1,98+3,26+2,21+1,98=19,31
мВт
Общая нагрузка: Р0=Рр1+Рр2=23,32+19,31=42,63 мВт
Табл. 1.7. Максимальные нагрузки на трансформаторах подстанции
|
Величина |
Трансформатор №1 I-III см |
Трансформатор №2 II-IV см |
||||||||||||||
|
1 |
3 |
5 |
7 |
9 |
2 |
4 |
6 |
8 |
10 |
12 |
14 |
16 |
11 |
13 |
15 |
|
|
Рр, мВт |
1.5 |
1,15 |
5,58 |
1,86 |
3,02 |
1,39 |
1.5 |
2,32 |
5 |
5.7 |
1,86 |
2,32 |
1,98 |
3,26 |
2,21 |
1,98 |
|
cos φ |
0,95 |
0,95 |
0,85 |
0,85 |
0,9 |
0,9 |
0,9 |
0,85 |
0,85 |
0,85 |
0,9 |
0,85 |
0,95 |
0,85 |
0,85 |
0,9 |
|
SH, мВА |
1,58 |
1.21 |
6,56 |
2.19 |
3,36 |
1,54 |
1,67 |
2,73 |
5,88 |
6,71 |
2,07 |
2.73 |
2,08 |
3,84 |
2,6 |
2,2 |
Общая максимальная нагрузка по фидерам:
∑SH=l,58+l,21+6,56+2,19+3,36+l,54+l,67+2,73+5,88+6,71+2,07+2,73+2,08+ 3,84+2,6+2,2=48,94 мВт
Для дальнейших расчетов необходимо выбрать трансформаторы собственных нужд на подстанции.
Потребителями трансформатора собственных нужд подстанции являются оперативные цепи, электроприемники системы охлаждения трасформаторов, аварийное освещение, система пожаротушения, система подогрева выключателей и их приводов, система связи и телемеханики.
При отсутствии точных данных для подробного подсчета нагрузки собственных нужд, то мощность ТСН выбирается по табл.5.2 [2]
На подстанции устанавливаются два трансформатора собственных нужд мощностью 250 кВА каждый. Каждый из трансформаторов работает на свою секцию шин.
Stpc.h=0,5-0,85=0,425 мВт
Для расчетов суммарной нагрузки на шинах 1О кВ подстанции, к общей мощности необходимо добавить мощность ТСН подстанции.
Суммарная нагрузка на шины 10кВ подстанции: Pz = (Ро+ Рс.н)*К0.м= (48,94+0,425)-0,95=46,91 мВт (1.3)
Q∑ = P*tgφ = 46,91-0,75 =35,18 мВАр (1.4)
Расчетная максимальная нагрузка для одного трансформатора по фидерам:
SH= P/cosφ=46,91/0,8=58,64 мВА (1.5)
Суммарная нагрузка трансформатора №11-III секции шин 10 кВ составляет:
PZ1 = (P0.1+ Рсн.1) • Ко.м=(23,32+0,25)-0,95=22,4 мВт
Q∑i = P∑i • tgφ = 22,4 • 0,75 =16,8 мВАр
Расчетная максимальная нагрузка 1T:
SH= P/cosφ=22,4/0,8=17,92 мВА
Суммарная нагрузка трансформатора №2 II-IV секции шины 10 кВ составляет:
P∑2 = (P0.2+ Рсн.2) • Ко.м=(19,31+0,25)-0,95=18,6 мВт
Q∑2 = P∑2 • tgφ =18,6 • 0,75 =13,95 мВАр
Расчетная максимальная нагрузка 2Т:
SH= P/cosφ= 18,6/0,8=23,25 мВА
1.3. Выбор мощности трансформаторов
1.3.1. Проверка выбора мощности силовых трансформаторов по допустимым систематическим нагрузкам
Выбор мощности трансформаторов производится на основании технико-экономических расчётов, исходя из полной расчётной нагрузки объекта, удельной плотности нагрузки, стоимости электроэнергии и других факторов. При выборе трансформаторов следует учитывать их перегрузочную способность, которая зависит, в частности, от характера графика нагрузки и от препятствовавшей послеаварийному режиму загрузки трансформатора. Трансформаторы выбираются из условия 40 % перегрузки в аварийном режиме
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.