Дипломная работа: Анализ деятельности подстанции Костанайская

Существующие ныне методы определения расчётных нагрузок проектируемых предприятий основаны, но обработке экспериментальных и практических данных об электрических нагрузках действующих промышленных предприятий различных отраслей промышленности. В настоящее время основным методом расчёта электрических нагрузок промышленных предприятий является метод упорядоченных диаграмм рекомендованный «Руководящий указаний по определению электричества на промышленных предприятий». Структурная схема ПС показана на рисунке 1.1.

В таблице 1.1 указаны данный для расчета.

Таблица 1.1 - Исходные данный для расчета

Рисунок 1.1 - Структурная схема ПС

Полные мощности ПС на ступенях напряжения рассчитываем по формуле:

МВА, МВА

Рассчитываем реактивные мощности ПС по формуле:

Мвар

Мвар

Рассчитываем полные мощности ПС по формуле:

МВт

Мвар

МВА

1.5 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

Силовые трансформаторы проектируются на так называемый номинальный режим работы, т.е. в предположении, что трансформатор работает неограниченно долго, без перерывов, в течение всего нормального срока службы при номинальных значениях напряжения, мощности, частоты и при номинальных условиях охлаждающей среды и места установки. Указанный идеализированный номинальный режим является расчетным и не отражает полностью способность трансформатора нести в условиях эксплуатации реальную нагрузку, отличающуюся от его номинальной мощности. Реальные режимы трансформаторов, работающих на большинстве понижающих подстанций, существенно отличаются от номинального. Основные отличия заключаются в следующем:

непрерывная, неизменная по величине и равная номинальной мощности трансформатора, нагрузка практически не встречается,

суточный график обычно характеризуется максимумами и спадами,

максимум нагрузки в разрезе года обычно имеет место зимой.

Так как нормальный срок службы трансформатора определяется механическим износом изоляции, который зависит главным образом от температуры, при которой работает изоляция. В условиях реальной эксплуатации износ изоляции трансформатора, максимальная нагрузка которого не превышает его номинальной мощности, происходит значительно медленнее и срок службы трансформатора существенно удлиняется по сравнению с нормальным. Столь большие физические сроки службы (30-50 лет и более) не рационально с точки зрения морального износа. Поэтому без всякого ущерба для расчетного срока службы (20-25 лет) можно в целях более эффективного использования мощности трансформатора систематически его перегружать. Кроме того, за счет запаса износа изоляции допустимы и редкие аварийные перегрузки.

Правильный выбор числа и мощности трансформаторов на подстанциях промышленных предприятий является одним из основных вопросов рационального построения системы электроснабжения. В нормальных условиях силовые трансформаторы должны обеспечить питание всех ЭП предприятия. Как правило трансформаторов на подстанциях должны быть не более двух. Наиболее экономична одно - трансформаторная подстанция, которая при наличии центрального резерва по вторичному напряжению могут обеспечить надежное питание потребителей второй и третьей категории надежности.

При проектировании систем электроснабжения установка одно - трансформаторных подстанции рекомендуется при резервировании ЭП второй категории надежности, при наличии большого числа ЭП малой мощности, а также для питания ЭП третьей категории надежности.

Двух - трансформаторные подстанции применяются при значительном числе ЭП первой и второй категории надежности, при сосредоточенных нагрузках на данном участке с высокой удельной плотностью, а также если имеются ЭП особой группы. Кроме того, двух - трансформаторные подстанции целесообразно при не равномерном годовом графике электрических нагрузки предприятия, присезоном режиме работы двух сменных предприятий, со значительной разницей в загрузке смен, в этих случаях режимах минимальных нагрузок целесообразно отключать один из двух трансформаторов подстанции, что определяется условием оплаты за электрическую энергию.

Так как проектируемый цех относится ко II категории надежности электроснабжения, то принимаем к установке в аппаратном цехе два трансформатора на подстанцию.

Выбор мощности трансформаторов производится исходя из полной расчетной нагрузки объекта проектирования, числа часов использования максимальной нагрузки, темпов роста электрических нагрузок, стоимости электрической энергии, допустимой перегрузки трансформатора.

Совокупность допустимых нагрузок систематических и аварийных перегрузок определяют нагрузочную способность трансформатора, в основу расчета которой положен тепловой износ изоляции трансформатора. Если не учитывать нагрузочную способность трансформаторов, то можно не обоснованно завысить выбираемую установленную мощность, что экономически не целесообразно. Исследование различных режимов трансформаторов показали, что максимальные допустимые систематические нагрузки и аварийные перегрузки не приводят к заметному старению изоляции и существенному сокращению нормальных сроков их службы.

При выборе мощности трансформатора необходимо применять следующие правила согласно ПУЭ:

Трансформатор мощностью 1000 КВА и выше выбирать только при наличии групп ЭП большой мощности.

На подстанции следует устанавливать однотипные трансформаторы.

При выборе двух трансформаторов на подстанцию мощность каждого трансформатора должна быть выбрана с таким учетом, чтобы при выходе из строя одного из трансформаторов оставшийся в работе трансформатор мог бы нести всю нагрузку потребителей первой и второй категории, и при этом был бы загружен не более чем на 140%, что допустимо ПУЭ в течении пять суток не более шести часов в сутки.

Если известна полная расчетная нагрузка и коэффициент допустимой перегрузки трансформатора, то можно определить расчетную номинальную мощность трансформатора.

Трансформатор выбирается согласно ПУЭ по 70 % загрузке от максимально допустимой мощности в нормальном режиме:

где - полная расчетная мощность объекта проектирования с учетом работы компенсирующих устройств

вд.т. - коэффициент допустимой перегрузки трансформатора, который зависит от числа трансформаторов на подстанцию категории надежности электроснабжения, равен 0,7.

МВА

По расчетной полной мощности выбран трансформатор ТДТН - 25000/110 - трехфазный; системой охлаждения дутье; трех обмоточный с устройством РПН. Данные параметры трансформатора вносим в таблицу 1.2.

Таблица 1.2 - Параметры трансформатора

Рассчитываем потери электроэнергии в трансформаторах.

Коэффициент аварийной перегрузки рассчитываем по формуле:

Выбранный трансформатор удовлетворяет условию:

Если условия проверки трансформаторов выполняются, то их принимают к технико-экономическому сравнению.

Определяем потери мощности в трансформаторе по формуле:

кВт

Рассчитываем потери электроэнергии в трансформаторе по формуле:

где Твкл - число часов работы трансформатора, равное 8760 ч,

фВ, фС, фН - время потерь в трансформаторе, ч,

n - количество трансформаторов.

Выбираем трансформатор ТМ - 630 в количестве двух штук, так как трансформатор с большей мощностью, но с меньшим эксплуатационным расходом будет более экономичный вариант.

кВт•ч

1.6 Расчет и выбор питающих линий

Подстанция «Бурлы» получает питание от двух воздушных линий напряжением 35 кВ. Линии выполнены из сталеалюминевых проводов, которые имеют большую механическую прочность, чем обычные провода. Сердечник таких проводов выполняется из одной или несколько свитых стальных оцинкованных проволок. Алюминиевые проволоки, покрывающие стальной сердечник одним, двумя, или тремя повивами, являются токоведущей частью провода. Электропроводность стального сердечника мала, и поэтому не учитывается. Сталеалюминевые провода изготавливают следующих марок:

АС, имеющие отношение сечений алюминия и стали 5,5-6;

АСО (облегченной конструкции), имеющие отношение стали и алюминия 7,5-8;

АСУ (усиленной конструкции), имеющие отношение алюминия и стали около 4,5.

В данном дипломном проекте применяются провода марки АС.

Площадь сечения проводов питающих линий сначала определяется по условиям экономической выгоды - плотности тока (экономический расчет), а затем проверяется по нагреву, потере напряжения, по тепловой устойчивости действию токов короткого замыкания, на отсутствие короны (электрический расчет).

Определяем номинальный ток Iном,А, на стороне 35 кВ по формуле:

где Sном.т - номинальная мощность трансформатора, кВА;

Uном - номинальное напряжение, кВ.

= 66,06 А

Определяем экономически выгодное сечение провода Sэк, мм2, по формуле:

где jэк - экономическая плотность тока, А/мм2. Экономическая плотность тока для данного случая jэк=1 А/мм2

мм2

Из условия S>Sэк выбираем провод АС-70.

Проводим проверку выбранного сечения провода по нагреву током нормального режима по формуле:

где kпопр - поправочный коэффициент; для воздушной линии, равен kпопр=1.

66,06 А

Iдоп=265 А для данного сечения провода, т.е 265А > 66,06А, что удовлетворяет условию проверки.

Проводим проверку по нагреву током послеаварийного режима с учетом пропускной способности по условию

где Кпер - коэффициент перегрузки, Кпер=1,3-1,35 для ВЛЭП.

(1,35•265) ? (2•6,06)

357,75А ? 132,12А что удовлетворяет условию проверки.

Проверка на отсутствие короны.

Наибольшая напряженность поля Е0, кВ/см, у поверхности провода, соответствующая появлению общей короны, определяется по формуле:

где m - коэффициент негладкости многопроволочных проводов линии, равный 0,82;

R0 - радиус проводов, равный 1,5 см;

- относительная плотность воздуха, =1,04-1,05.

кВ/см

Согласно ПУЭ Emax=28 кВ/см. Чтобы провод не коронировал, необходимо: Emax ? E0.

Таким образом, 28 кВ/см > 25,08 кВ/см, т.е. провод коронировать не будет.

Проверка проводов на потерю напряжения, которая в ВЛЭП допускается до 10%.

Потеря напряжения ?U, В, определяется по формуле:

где l - длина воздушной линии, км;

R0 - активное сопротивление воздушной линии, равен 0,428 Ом/км;

X0 - индуктивное сопротивление воздушной линии, равен 0,432 Ом/км.

Потеря напряжения для первой ВЛ с длиной 20 км

= 2056,47В

Выразим потерю в процентах по формуле:

= 5,87%

Проверка на устойчивость токам КЗ по формуле:

где Iк - величина тока КЗ в данной точке, А;

tпр - приведенное время, равная 0,14 с;

С - коэффициент, соответствующий разности выделенной теплоты в проводнике после и до короткого замыкания. Коэффициент С для алюминиевых проводов С=90.

= 31,67 мм2