Электротехническая часть

2. Электротехническая часть

2.1 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

Выбор установленной мощности двутрансформаторной подстанции проводится из условий их работы в нормальных условиях по экономическим интервалам нагрузки, выходящих из условий: Sэк.min≤Sp/n≤Sэк.max, где

Sэк.min и Sэк. max – соответственно минимальная и максимальная граница экономического интервала нагрузки трансформатора, принятой номинальной мощности. [2]

Sр – расчетная нагрузка подстанции (кВА)

n – число проектируемых трансформаторов.

Sр=9324,6 кВА (по данным расчетов нагрузок в таб. 3,4,5)

Число проектируемых трансформаторов n=2

Sэк min≤4662,3≤Sэк max

Выбираем трансформаторы мощностью на основании основного графика нагрузок подстанций 110/10 кВ (граф. 2.6; таб. 3.5) [2]

4021≤4662,3≤7520 (т.е. тр-р 6300 кВА) тр-р 10000 кВА 7521≤ ≤12180

Выбранная мощность проверяется из условий их работы в нормальном режиме эксплуатации. В таком режиме работы подстанции наименьшая мощность трансформаторов должна удовлетворять условию: , где Кс – коэффициент допустимой систематичной нагрузки трансформатора в зависимости от вида нагрузки, номинальной мощности трансформатора, для приведенных в таблице 63 [3] среднесуточных температур.

Среднесуточная температура воздуха tn определяется для района установки тр-ра по данным метеоцентра.

Если среднесуточная температура отличается от табличной то Кс необходимо пересчитать по формуле:

Кс=Кст – ά(tn-tпт),

где, ά – расчетный температурный градиент, 10с равен 0,83 10-2

Кст – табличная величина коэффициента допустимой системной нагрузки, соответствующей среднесуточной температуре расчетного района

Кс =1,25 – 1,18 10-2(29,8-20)=1,13

Проверим выбранный трансформатор при условии работы одного трансформатора с длительной систематической нагрузкой в летнее время.

9324,6/10000=0,93, что меньше 1,13 т.е. выбранный трансформатор удовлетворяет заданному условию.

К установке принимаем трансформатор ТДН – 10000/110 – ДУ1 115±9х1,78%/11кВ Uкз = 10,5%

2.2 Электрический расчет сетей

Проверка выбранного сечения проводов выполняется по Sэкв. на каждом отдельном участке начиная от питающего центра. Sэкв. определяется по формуле:

Sэкв.=Smax Кд,

где Кд – коэф. динамики роста нагрузок ,(принимается Кд=0,7)

Smax – расчетная максимальная нагрузка на участке кВА.

Проверка выбранного сечения проводов осуществляется по потере напряжения на каждом участке. По методике изложенной в [2], считается, что минимум приведенных затрат на сооруженной менее 10 кВ и падение напряжения в конце линии не должен превышать ΔU10≈8%.

Проверка на потерю напряжения на і участке линии выполняется по формуле:

ΔUi=βiSэкві li,

где βі – удельная потеря напряжения для данного материала и сечения проводов % (кВА км)

Sэкв і - эквивалентная мощность на і-м участке кВА.

li – длина і-го участка.

Результаты расчета сводятся в таблицу. Расчет ведется по вечернему максимуму.

Таблица 7. - Проверка сечения проводов лин. Ф-306.

Таблица 8. - Ф-305.

ΔU% - в кабелях определялась по таб. П-4-12 [3]

Таблица 9. - Ф-304.

ΔU% - в кабелях определялось по табл. П-4-12 [3].