Выбор комплектных трансформаторных подстанций 10/0,4 кВ для использования в качестве потребительских подстанций (с указанием предприятия-производителя комплектной трансформаторной подстанции)

Для подстанций 10/0,4 кВ выбираем трехфазные двухобмоточные масляные трансформаторы типа ТМГ. На каждой подстанции устанавливаем по одному трансформатору.

 

Выбор силовых трансформаторов сводим в таблицу 5.

 

Условие выбора (при установке одного трансформатора):

S_т > S_н (мощность трансформатора больше максимальной нагрузки).

 

Таблица 5 – Выбор силовых трансформаторов

	Точка	Нагрузка Sн кВА	Мощность трансформатора, SТ кВА
1		2	3
1		350	400
2		190	250
3		320	400
4		500	2х 630
5		240	250
6		70	100
7		90	100
8		110	160
9		30	40
10		130	160
11		170	250
12		220	250
13		50	63
14		300	400
15		150	160
16		160	250
17		310	400
18		230	250
19		100	160
Продолжение таблицы 5
1		2	3
20		520	2х 630
21		80	100
22		120	160
23		280	400
24		40	63
25		140	160
26		180	250
27		330	400
28		60	63
29		200	250
30		340	400

 

Таблица 6 – Технические данные трансформаторов распределительной сети

Марка трансформатора	Sт ном, кВА	∆Pxх, кВт	∆Pkз, кВт	Iхх, %	Ukз, %	Rтр, Ом	Хтр, Ом	Zтр, Ом
ТМГ-40/10	40	0,17	0,88	3	4,5	55	98,1	112,5
ТМГ-63/10	63	0,21	1,28	2,4	4,5	33,1	63,1	71,2
ТМГ-100/10	100	0,26	1,97	2,2	4,5	19,6	40,4	45
ТМГ-160/10	160	0,35	2,9	1,1	4,5	10,3	26	28
ТМГ-250/10	250	0,51	3,5	0,45	4,5	5,9	17	18
ТМГ-400/10	400	0,61	5,4	0,35	4,5	3,5	10,7	11,25
ТМГ-630/10	630	0,83	7,8	0,3	5,5	1,9	8,5	8,7

В качестве КТП используем Модульные комплектные трансформаторные подстанции 10/0,4 кВ серии "SKP" производителя ЗАО Таврида Электрик.

Модульная комплектная трансформаторная подстанция (КТПМ) 6(10)/0,4 кВ серии SKP позволяет решать поставленные задачи даже в самых суровых климатических условиях, а возможность быстрого ее демонтажа и перемещения в случае изменение месторасположения потребителей максимальных нагрузок позволит сократить расходы на прокладку новых кабельных или воздушных ЛЭП.

Трансформаторные подстанции поставляются на место установки с полностью смонтированными в пределах модуля главными и вспомогательными цепями. Это позволяет в значительной мере сократить сроки и объем работ, необходимых для ввода подстанции в эксплуатацию. Модуль КТПМ имеет цельную универсальную раму-основание, которая дает возможность устанавливать его непосредственно на грунте, бетонной или асфальтовой площадке, ленточном или свайном фундаменте. Такая установка КТПМ дает возможность быстрого ее демонтажа и перемещения на новое место эксплуатации. КТПМ SKP обладают гибкой архитектурой конструкции, что позволяет изготавливать модули в широком диапазоне типоразмеров. Габаритные размеры модулей всего диапазона типоразмеров позволяют беспрепятственно транспортировать их как автомобильным, так и железнодорожным транспортом.

 

 

1.7 Предварительный выбор проводов питающих линий и распределительной сети (по области применения, по экономической плотности тока, по нагреву, по нормативным требованиям к механической прочности, по условиям короны и радиопомех)

Выбор сечений проводов производится по экономической плотности тока в соответствии с п. 1.3.36 ПУЭ.

 

Выбор проводов распределительной сети 10 кВ.

 

Сначала определяем ток нагрузки на участке фидера по формуле:

 

I=S_нагр/U_ном√3, А                                                                  (6)[5]

 

где S_нагр – мощность нагрузки на участке, кВА

     U_ном – номинальное напряжение участка сети, кВ

 

Расчетное сечение провода рассчитаем по формуле:

 

F=I_нагр/γ_эк мм²                                                                                                                                        (7)[5]

где I_нагр – ток, протекающий по участку провода, А

      γ_эк – нормированное значение экономической плотности тока, А/мм²

 

Экономическая плотность тока γ_эк принимается в зависимости от времени использования наибольшей нагрузки Т_макс в соответствии с таблицей п. 1.3.36 ПУЭ.

Для Т_макс. = 4100ч принимаем γ_эк = 1,1.

 

Полученное расчетом сечение округляется до ближайшего стандартного (F_станд = 35,50,70,95,120,150), окончательно выбранное сечение должно отвечать требованиям ПУЭ (условие механической прочности). В соответствии с этими требованиями минимальное допустимое сечение проводов в сети 10 кВ для II района по гололеду составляет 35/6,2, для III района по гололеду – 50/8.

Выбираем сталеалюминевые провода марки АС.

 

Расчет проводов распределительной сети сведем в таблицу 7.

 

Таблица 7 – Расчет и выбор проводов ВЛ-10 кВ

Участок фидера	Нагрузка Sуч, кВА	Ток Iуч, А	Расчетное сечение Fрасч, мм^2	Марка провода
1	2	3	4	5
Фидер1
12-9	220	12,1	11	АС-50/8
13-9	50	2,7	2,4	АС-50/8
14-9	300	16,5	15	АС-50/8
9-10	600	33,03	30,02	АС-50/8
10-0	730	40,19	36,5	АС-50/8
Фидер 2
16-18	160	8,8	8	АС-50/8
15-18	150	8,2	7,4	АС-50/8
17-18	310	17,07	15,5	АС-50/8
22-21	120	6,6	6	АС-50/8

 

 

продолжение таблицы 7

1	2	3	4	5
21-18	20	1,1	1	АС-50/8
18-0	1050	57,8	52,5	АС-70/11
Фидер 3
19-23	100	5,5	5	АС-50/8
20-23	520	28,6	26	АС-50/8
24-23	40	2,2	2	АС-50/8
25-23	140	7,7	7	АС-50/8
23-0	1080	5,9	53,6	АС-95/16
Фидер 4
29-27	200	11	10	АС-50/8
27-26	530	29,1	26,4	АС-50/8
28-26	60	3.3	3	АС-50/8
26-0	970	53,3	48,4	АС-120/19
Фидер 5
2-3	190	10,4	9,4	АС-70/11
1-3	350	19,2	17,5	АС-95/16
5-3	240	13,2	12	АС-95/16
4-3	500	27,5	25	АС-95/16
3-0	1600	88,1	80,09	АС-120/19
		Фидер 6
11-7	170	9,3	8,4	АС-50/8
7-8	280	15,4	14	АС-50/8
6-8	70	3,8	3,4	АС-50/8
30-8	340	18,7	17	АС-50/8
8-0	800	44,05	40,04	АС-50/8

 

В таблицу 8 занесем технические данные выбранных марок проводов.

 

Таблица 8 – Технические данные проводов ВЛ-10 кВ

Марка провода	Rо, Ом/км	Хо, Ом/км	d, мм
АС-35/6,2	0,79	0,358	8,4
АС-50/8	0,603	0,35	9,6
АС-70/11	0,429	0,339	11,4
АС-95/16	0,306	0,328	13,5
АС-120/19	0,249	0,427	15,2

 

Выбор проводов ВЛ-35 кВ.

Рассчитаем ток линии в режиме наибольших нагрузок на пятый год эксплуатации по формуле:

 

I₅ =S_мах/U_ном√3, А                                                                   (8)[5]

 

где  S_нагр – максимальная нагрузка, кВА

       U_ном – номинальное напряжение, кВ

 

I₅ = 6010 / 37,5•√3 = 92,53 (А)

 

Вычисляем расчетный ток линии по формуле:

 

I_р = I₅• α_i • α_т, А                                                                 (9)[5]

 

где α_i – коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии, α_i = 1,05

α_т – коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки T_мах и коэффициент ее попадания в максимум энергосистемы k_м.

 

I_р = 92,53 • 1,05 • 1,5 = 145,7 (А)

 

Расчетное сечение провода рассчитаем по формуле:

F=I_р/γ_эк мм²                                                                                                                                   (10)[5]

 

где   I_р – расчетный ток линии, А

γ_эк – нормированное значение экономической плотности тока, А/мм²

 

F = 145,7 / 1,1 = 132,4 (мм²)

Полученное расчетом сечение округляется до ближайшего стандартного (F_станд = 70,95,120,150), окончательно выбранное сечение должно отвечать требованиям ПУЭ (условие механической прочности). В соответствии с этими требованиями минимальное допустимое сечение проводов в сети 35 кВ для двухцепных ВЛ составляет АС-120/19.

 

Принимаем двухцепную ВЛ-35 кВ с проводом АС-120/19.

Расчёт потерь напряжения в распределительной сети и выбор сечения проводов распределительной сети с учетом потерь напряжения и регулирующих возможностей потребительских комплектных трансформаторных подстанций

 

Выбранные провода необходимо проверить по потере напряжения по условию

 

∆U_доп > ∆U_факт, В                                                                         (11)[3]

 

где ∆U_доп – допустимая потеря напряжения в линии, В.           

∆U_факт – фактическая потеря напряжения в линии, В.

 

Потери напряжения в проводах определяются по формуле:

 

∆U= 3•I_уч•l_уч•(r_ocosφ+x_osinφ), В                                               (12)[3]

 

где I_{уч –} ток на участке фидера, А

      l_{уч -} длина участка, км

  r_{o –} удельное активное сопротивление провода, Ом/км

      x_o – удельное индуктивное сопротивление провода, Ом/км

      cosφ=0,86 – коэффициент активной мощности

      sinφ=0,51 – коэффициент реактивной мощности

 

Результаты расчета сводим в таблицу 9.

 

Таблица 9 – Расчет потерь напряжения по ВЛ-10 кВ

Участок фидера	S, кВА	I, А	L, км	Провод	Δ U, В
1	2	3	4	5	6
Фидер1
12-9	220	12,1	6	АС-50/8	87,1
13-9	50	2,7	5	АС-50/8	16,2
14-9	300	16,5	5	АС-50/8	99,02
9-10	600	33,03	4	АС-50/8	158,5
10-0	730	40,19	5	Ас-50/8	241,2
Итого по Ф1:					602,02
Фидер 2
16-18	160	8,8	7	АС-50/8	73,9
15-18	150	8,2	7,2	АС-50/8	70,8
17-18	310	17,07	4,2	АС-50/8	86,05
22-21	120	6,6	4,6	АС-50/8	36,4
21-18	20	1,1	6,2	АС-50/8	8,1
18-0	1050	57,8	10	Ас-70/11	5,44
Итого по Ф2:					819,25
Фидер 3
19-23	100	5,5	5,8	АС-50/8	38,2
20-23	520	28,6	5,2	АС-50/8	178,5
24-23	40	2,2	7,4	АС-50/8	28,19
25-23	140	7,7	6	АС-50/8	55,4
23-0	1080	59	10	АС-95/16	445
Итого по Ф3:					745
Фидер 4
29-27	200	11	4,8	АС-50/8	143,89
27-26	530	29,1	6	АС-50/8	77,58
28-26	60	3,3	3,6	АС-50/8	262,59
26-0	970	53,3	10.6	АС-95/16	33,82

Продолжение таблицы 9

1	2		3		4			5	6
					Итого по Ф4:				803,01
Фидер 5
2-3		190		10,4		4,2	АС-95/16		32,9
1-3		350		19,2		4.4	АС-95/16		63
5-3		240		13,2		6,4	АС-95/16		63,7
4-3		500		27,5		4	АС-95/16		33
3-0		1600		88,1		10,4	Ас-120/19		612,5
Итого по Ф5:									855,1
Фидер 6
11-7		170		9,3		3,6	АС-50/8		40,1
7-8		280		15,4		3	АС-50/8		55,4
6-8		70		3,8		6,2	АС-50/8		28,2
30-8		340		18,7		4,6	АС-50/8		103,2
8-8		800		44,05		8	Ас-50/8		422,9
Итого по Ф6:									649,8

 

Допустимая потеря напряжения для распределительной сети составляет 8% от номинального (840 В).

Потери напряжения в ВЛ-10 кВ не превышают допустимого значения по каждому фидеру.

Разработка схемы замещения питающей сети и районной трансформаторной подстанции. Окончательный выбор трансформаторов районной трансформаторной подстанции с учетом необходимого диапазона работы устройств регулирования под нагрузкой

Для провода воздушной линии 35 кВ:

- максимальная мощность нагрузки S_maх= 6010 кВА;

- минимальная мощность нагрузки S_min= 1960 кВА;

- номинальное напряжение U_ном=35 кВ;

- длина линии – lуч = 12 км.

 

 

Рисунок 3 – Схема замещения линия – трансформатор 35 кВ

 

Считая неизменными коэффициенты мощности cosj = 0,82 и sinj = 0,57 выразим нагрузки в комплексном виде:

 

В режиме максимальных нагрузок.

 

Активная нагрузка:

 

Р₁ = S_нагр  • cosφ, кВт                                                                    (13)[3]

 

где S_нагр  - расчетная нагрузка, кВА

 cosφ – коэффициент мощности

 

 Р₁ = 6010 • 0,82 = 4928,2 (кВт)

 

Реактивная нагрузка:

 

Q₁ = S_нагр • sinφ, кВАр                                                                (14)[3]

 

где S_нагр  - расчетная нагрузка, кВА

     

Продолжаем расчет:

 

Q₁ = 6010 • 0,57 = 3425,7 (кВАр)

 

S₁ = Р₁ + ј Q₁ = 4928,2 + ј 3425,7 (кВА)

 

Принимая неизменный cosφ, получим в режиме минимальных нагрузок:

 

Р₂ = 1960 • 0,82 = 1607,2 (кВт)

 

Q₂ = 1960 • 0,57 = 1117,2 (кВАр)

 

S₂ = Р₂ + ј Q₂ = 1607,2 + ј 1117,2 (кВА)

 

Определим потери мощности в трансформаторе.

 

Активные потери:

 

, кВт                                                               (15)[3]

где  Р₁, Q₁ – в режиме максимальных нагрузок

 U – напряжение на шинах ВН, кВ

 R_тр – активное сопротивление трансформатора, Ом

 

(кВт)

 

Реактивные потери:

 

, кВАр                                                        (16)[3]

где  Р₁, Q₁ – в режиме максимальных нагрузок

 Х_тр – реактивное сопротивление трансформатора, Ом

 

(кВАр)

 

Мощность, входящая на обмотку 35 кВ составит:

 

S_35-1 = Р₁ + ∆ Р_тр1 + ј (Q₁ + ∆ Q_тр1), кВА                               (17)[3]

 

где Р₁ Q₁ – активная (реактивная) нагрузка

 ∆ Р_тр1 ∆ Q_тр1 – активные (реактивные) потери мощности в трансформаторе

 

S_35-1 = 4928,2 + 43,1 + ј (3425,7 + 449,6) = 4971,3 + ј 3875,3 (кВА)

 

Мощность, поступающая в трансформатор в режиме максимальных нагрузок:

 

S_тр1 = Р_35-1 + ∆ Р_хх + ј (Q_35-1 + ∆ Q_хх), кВА                                 (18)[3]

 

где  Р_35-1Q_35-1 – активная (реактивная) мощность, входящая на обмотку 35 кВ

 ∆ Р_хх ∆ Q_хх – активные (реактивные) потери холостого хода

 

S_тр1 = 4971,3 +9,25+ ј (3875,3+57) = 4980,55 + ј 3932,3 (кВА)

Для линии 35 кВ активное сопротивление линии:

 

R_л=r₀•L, Ом                                                                           (19)[3]

Продолжаем расчет:

 

где  r₀ – удельное активное сопротивление, Ом/км

 L – длина линии, км

 

R_л = 0,249•12 = 2,99 (Ом)

 

Удельное индуктивное сопротивление линии:

 

Х_л=х₀•L, Ом                                                                          (20)[3]

 

где х₀ – удельное активное сопротивление, Ом/км

      L – длина линии, км

Продолжаем расчет:

 

Х_л =0,414•12= 4,97 (Ом)

 

Определяем зарядную мощность линии.

 

                                                               (21)[3]

 

где В – проводимость линии, См

      B=b_o•l₃₅, См

 

                   (22)[3]

 

Для всей линии получим

В=3,24•10^-6•12 =38,88•10^-6 (См)

Продолжаем расчет:

 

Q_В=38,88²•58,32•10^-6•10³=45,48(кВАр)

      Зарядную мощность прикладываем по концам схемы замещения линии поровну

 

(кВАр)

 

Мощность конца звена линии:

 

S^//_л1 = Р_тр1 + ј (Q_тр1 - Q _в1), кВА                                                  (23)[3]

 

Поясняем значения формулы:

 

где Р_тр1 Q_тр1 – активная (реактивная) нагрузка, входящая на обмотку 35 кВ

Q _в1 – зарядная мощность, кВАр

 

S^//_л1 = 4980,55 + ј (3932,3 - 45,48) = 4980,55 + ј 3977,7 (кВА)

 

Потери мощности в линии:

 

∆ S_л1= ((Р^//2_л1 + Q^//2_л1)/U²)•R_л•10 ^-3 + ј((Р^//2_л1 + Q^//2_л1)/U²)•Х_л•10 ^-3, кВА (24)[3]

 

где   Р^//_л1 Q^//_л1 – активная (реактивная) мощность конца звена линии

 U – напряжение на шинах ВН, кВ

R_л – активное сопротивление линии, Ом

Х _л – реактивное сопротивление линии, Ом

∆ S_л1=((4980,55²+3977,7²)/34,2²)•2,99•10^-3+ј((4980,55²+3977,7²)/34,2²)•4,97•10^-3 = 2,7 + ј 1,5 (кВА)

Продолжаем расчет:

 

Мощность начала звена линии:

 

S ^/_л1 = 4980,55 + 2,7 + ј (3977,7 + 1,5) = 4983,25 + ј 3979,2 (кВА)

 

Мощность, поступающая в линию из системы:

 

S _с1 =4983,25 + ј (3979,2 + 22,74) = 4983,25 + ј 4001,9 (кВА)

= 6391,2 (кВА)

cos φ₁ = 4983,25/6391,2 = 0,77

 

КПД электропередачи 35 кВ рассчитывается как отношение мощности на выходе к активной мощности поступающей в систему:

 

=77,9 %

Аналогичный расчет проведем для режима минимальных нагрузок:

 (кВт)

(кВАр)

S_35-2 =1607,2 + 1,49 + ј (1117,2 + 15,6) =1608,69 + ј 1132,8 (кВА)

 

S_тр2 = 1608,69 + 9,25 +ј (1132,8 + 57) = 1617,94 + ј 1189,8 (кВА)

 

S^//_л2 = 1617,94 + ј (1189,8 – 45,48) = 1617,94 + ј 1235,2 (кВА)

∆S_л2=((1617,99²+1235,2²)/37,5²)•2,99•10^-3+ј((1617,99²+1235,2²)/37,5²)•4,97•10^-3= 0,2+ ј 0,3 (кВА)

Продолжаем расчет:

 

S ^/_л2 = 1617,99 + 0,2 + ј (1235,2 + 0,3) = 1618,14 + ј 1235,5 (кВА)

 

S _с2 = 1618,14 + ј (1235,5 +22,74) = 1618,14 + ј 1258,2 (кВА)

 

= 2049,79 (кВА)

cos φ₂  = 1618,14/2049,79 = 0,78

= 78,4 %

 

При расчете падения напряжения в линии мы учитываем только продольную составляющую. Поперечная составляющая учитывается при расчете ВЛ-220 кВ и выше.

   ΔU = ,кВ                                                                        (25)[3]    

 

где Р – активная нагрузка, кВт;

Q – реактивная нагрузка, квар;

U – номинальное напряжение, кВ;

R – активное сопротивление линии, Ом;

X – индуктивное сопротивление линии, Ом.

 

ΔU_макс = = 0,908 (кВ)       

 

ΔU_мин = = 0,271 (кВ) 

 

Для регулирования напряжения на РТП используется устройство регулирования под нагрузкой (РПН), включенное со стороны высокого напряжения на трансформаторе ТМН-6300/35. 

 

Пределы регулирования напряжения составляют ± 8 х 1,5 % номинального напряжения.

Расчет проведем для максимального и минимального режимов.

 

В режиме максимальных нагрузок напряжение источника питания – 34,2 кВ, на шинах ВН ПС величина напряжения с учетом потерь ВЛ – 35 кВ:

U_{В мах} = 34,2 – 0,9 = 33,3 (кВ)

 

В режиме минимальных нагрузок напряжение источника питания – 37,5 кВ, на шинах ВН ПС величина напряжения с учетом потерь ВЛ – 35 кВ:

U_{В мin} = 37,5 – 0,27 = 37,23 (кВ)

 

Расчет представим в таблице 10.

 

 

Потери напряжения в трансформаторе:

 

                                                     (26)[3]

 

где  Р – активная нагрузка, кВт

Q – реактивная нагрузка, кВар

R – активное сопротивление трансформатора, Ом

X – индуктивное сопротивление трансформатора, Ом

U_ВН – напряжение на шинах ВН, кВ

 

Приведение напряжения стороны НН:

 

U_HH = U_BH - DU_T, кВ                                                                   (27)[3]

 

где U_BH – напряжение на шинах ВН, кВ

DU_T – потери напряжения в трансформаторе, кВ

 

Номер отпайки РПН:

                                                                              (28)[3]

 

где U_НH – приведенное напряжение стороны НН, кВ

U_Н – номинальное напряжение, кВ

 

Коэффициент трансформации:

 

                                                             (29)[3]

 

Поясняем значения формулы:

 

где U_НH – номинальное напряжение стороны НН = 10,5 кВ

N – номер стороны РПН

DU_СТ – ступень регулировки

 

Действительное напряжение на шинах НН:

 

                                                                                (30)[3]

 

 

где U_НH – приведенное напряжение стороны НН, кВ

К_Т – коэффициент трансформации

 

Отклонение напряжения:

 

                                                                 (31)[3]

 

где U_Н – действительное напряжение НН, кВ

U_НH – напряжение стороны НН = 10,5 кВ

 

Таблица 10 – Выбор ответвлений трансформаторов

Режим	UB, кВ	Р, кВт	R, Ом	Q, кВАр	Х, Ом	DUТ, кВ	UНН, кВ	N	KT	UH, кВ	dU, %
мах	33,3	4928,2	1,4	3425,7	14,6	1,6	31,6	-5	2,99	10,5	0
min	37,23	1607,2	1,4	1117,2	14,6	0,5	36,5	-2	3,4	10,5	1