Напряжение на сборные шины 10 кВ поступает от обмоток низшего напряжения главных понижающих трансформаторов через ячейки с соответствующим необходимым оборудованием. Схемы ячеек типовые.
После составления полной схемы подстанции и её проверки необходимо дать описание каждого распределительного устройства: что именно и как подключается, через какие аппараты, для чего выполнено то или иное присоединение. Пример выполнения однолинейной схемы рис.6.







Рис. 6.Однолинейная схема электрической подстанции
1.3. Принципиальная схема подстанции.

На основе разработанной однолинейной схемы (которая вычерчивается в дальнейшем на ватмане формата А 1 размером 841 х 594 мм) необходимо составить принципиальную схему, которая представляет собой по сути однолинейную схему, но с указанными на ней только теми присоединениями, где имеются высоковольтные выключатели. Она необходима для того, чтобы определиться с мощностями, отдаваемыми главным понижающим трансформатором потребителям. Суммарная мощность всех потребителей, получающих питание от главных понижающих трансформаторов, будет определяться (рис 1.) нагрузкой потребителей 10(6) и 35 (10) кВ (S10 или S35) На принципиальной схеме для каждого высоковольтного выключателя необходимо определить и проставить время выдержки релейной защиты для обеспечения избирательности ее действия по различным присоединениям путем соответствующей настройки реле времени релейных защит. Условно считаем источником питания вводы подстанции. Наиболее удаленными от вводов присоединениями являются питающие линии потребителей. Релейные защиты на них должны иметь наименьшую выдержку времени t₃ (для линий потребителей 10 кВ tр. ₃ = 0,5 с; 35 кВ, t_p3= 1,0 с).

У следующей по направлению к источнику питания защиты (цепь секционного выключателя) время срабатывания на ступень t-0,5 с больше, т.е. для РУ-10 кВ t_р з + t= 0,5 + 0,5 = 1,0 с, а доя РУ-35 кВ t_р з +

---

t = 1,0 + 0,5 = 1,5 с. Таким образом, двигаясь по схеме к вводам подстанции, защиты каждого последующего присоединения будут иметь выдержку времени на ступень t = 0,5 с больше предыдущей. Такая разница во времени срабатывания защит необходима для того, чтобы при повреждении участков подстанции, удаленных от вводов, обеспечивалось срабатывание их защит раньше, чем защит участков, расположенных ближе к вводам подстанции. Например, при коротком замыкании на секции шин 10 кВ всегда должен в первую очередь отключиться секционный выключатель, а затем выключатель ввода 10 кВ, соединяющий аварийную секцию с главным понижающим трансформатором. В работе остается второй трансформатор и другая секция шин 10 кВ.

2. Расчет мощности подстанции.
Целью расчета является определение суммарной мощности всех потребителей для определения расчетной мощности главных понижающих трансформаторов и выбора их типов, а так же определение полной мощности подстанции.

Расчетная мощность главных понижающих трансформаторов для различных типов подстанций определяется нагрузкой их вторичных обмоток. При расчете мощностей окончательные ответы округляются до целого числа.

Расчет ведется в следующей последовательности.

2.1. Расчет активных и реактивных мощностей потребителей.

Для каждого потребителя, который будет питаться от проектируемой подстанции определяется максимальная активная мощность

Р_макс= Р_устК_с, (1)

где

Р_уст- установленная мощность потребителя, кВт;

К_с- коэффициент спроса, учитывающий режим работы потребителя, загрузку и к.п.д. оборудования, одновременность его включения.
Для каждого потребителя определяется максимальная реактивная мощность:

Q_макс= Р_максtgφ, (2)

где

tgφ-тангенс угла φ, определяется по заданному cos φ или

tgφ= (√1- cos φ ) / cos φ . (3)
2.2.Расчет суммарной полной мощности потребителей для заданного напряжения с учетом потерь

---

.
Сумма максимальных активных мощностей потребителей:

(4)

где

1,2,…,n – номера потребителей.
Сумма максимальных реактивных мощностей.

(5)

где

1, 2,…,n – номера потребителей.
Максимальная полная мощность всех потребителей с учетом потерь в сетях и понижающих трансформаторах потребителей определяется по формуле:
(6)

где

К_р.м.- коэффициент разновременности максимумов нагрузок подстанции Р_пост.- постоянные потери, принимаемые 1…2%;

Р_пер- переменные потери, принимаемые 5…8%.
<sub>(7)

Расчетная мощность определяется по формуле</sub>
(8)

где кум1, кум2, …..кумп - коэффициенты участия в максимуме(для потребителей первой категории -0,95, для потребителей второй категории 0,9)
Коэффициент разновременности максимумов должен быть в пределах 0,85 – 1.0
2.3. Расчет мощности на шинах первичного напряжения подстанции.

Расчетная полная мощность для выбора главных понижающих трансформаторов определяется нагрузкой вторичных цепей (рис. 7).



Рис. 7 Расчетная схема для определения максимальной полной мощности первичной обмотки главного понижающего трансформатора трансформаторной подстанции
В случае двухобмоточного трансформатора, кВА

(9)

и трехобмоточного, кВА

^{Sмах =} (^Snl0 ^{+ S}с.н ^{+ S}n35) ^Кр(10)

где ^Snl0-нагрузка на шинах 10 кВ;

^Sс.н – мощность собственных нужд;

^Sn35 - нагрузка на шинах 35 кВ

^Кр – коэффициент разновременности максимумов нагрузки, ^Кр = 0,95 – 0,98

2.4.Выбор трансформаторов.

2.4.1 Выбор количества и типа понижающих трансформаторов.

Число главных понижающих трансформаторов на подстанциях определяется категорией потребителей и, как правило, их устанавливается два (количество может быть задано) с учетом надежного электроснабжения при аварийном отключении одного из трансформаторов. В нормальном режиме в работе могут находиться один или два трансформатора в зависимости от величины нагрузки. При этом «Правила устройств электроустановок» допускают аварийную перегрузку на 40 % во время максимума общей суточной нагрузки продолжительностью не более шести часов в сутки в течение не более пяти суток.

---

При наличии потребителей первой категории на подстанции устанавливается два и более трансформаторов, номинальная мощность которых определяется по формуле:

(11)

где

1,4- коэффициент допустимой перегрузки трансформатора;

n – количество устанавливаемых трансформаторов.
Предусматривается наличие одного резервного трансформатора и n-1 находящихся в работе. Снижение мощности трансформаторов предусматривается за счет перегрузки во время максимума общей суточной нагрузки продолжительностью не более пяти суток.

Как правило, на подстанциях оба трансформатора находятся в работе. Мощность их целесообразно принять такой, чтобы при отключении одного из них электроснабжение обеспечивалось оставшимся в работе трансформатором с учетом допустимой перегрузки.

По расчетной мощности выбирается тип главного понижающего трансформатора по условиям:



Некоторые типы трансформаторов и их параметры приведены в табл. 4.1.—4.3.

Таблица 2.4.1



Электрические характеристики двухобмоточных трехфазных масляных трансформаторов с высшим напряжением 35 кВ

Примечание.

1. 
   Трехфазные масляные трансформаторы типа ТМН, мощностью от 1000 до 6300 кВА, на стороне 35 кВ имеют РПН, позволяющие изменять напряжение относительно номинального на ±9 % ступенями по 1,5 %.
   
2. 
   Условные обозначения схемы соединения обмоток:
   

• 
  Y — «звезда»; — «треугольник».
  

Таблица 2.4.2

Электрические характеристики двухобмоточных трехфазных масляных трансформаторов с высшим напряжением 110 кВ

Примечание.

Схемы соединения обмоток:

Y — «звезда» с нулевым выводом;

Y — «звезда»;

— «треугольник ».

---

Таблица №2.4.3

Электрические характеристики трехобмоточных трехфазных масляных трансформаторов с высшим напряжением 110 кВ
Данные выбранного трансформатора занести в таблицу 4.4
Таблица № 2. 4.4

Типы и параметры силового трансформатора.

Тип	Номинальная мощность	Номинальное напряжение обмоток		Потери		Ток холостого хода	Напряжение короткого замыкания	Схема и группа соединения обмоток
		высшего напряжения	низшего напряжения	холостого хода	короткого замыкания
	Sн,кВА	U1н, кВ	U2н,кВ	∆Рх.х, кВт	∆Рк.з, кВт	Iх.х, %	Ик,%

2.4.2. Выбор трансформаторов собственных нужд
На подстанциях устанавливаются два ТСН с вторичным напряжением 0,4 кВ, каждый из которых рассчитан на полную мощность потребителей собственных нужд. На опорных подстанциях для подогрева масляных выключателей устанавливают дополнительно два ТСН специально для подогрева.

• 
  Подключение первичных обмоток ТСН осуществляется в зависимости от первичного напряжения подстанции:
  
• 
  на трансформаторных подстанциях — к секциям шин низшего напряжения.
  

Подключение вторичных обмоток ТСН к шинам 0,4 кВ одинаково для всех подстанций.

Требуемую мощность для питания собственных нужд переменного тока определяют при наличии однолинейной схемы подстанции, выбранного оборудования, разработки планов подстанции.

Для трансформаторных подстанций S_cH принимается равной 0,3—0,5 % от полной мощности потребителей (если в задании не указана мощность собственных нужд)

S_СН = (0,003 -0,003) S_П. (12)

На опорных подстанциях для подогрева масляных выключателей

---

Смотрите также файлы

• Диагностика кровотечений различного вида Вводный контроль знаний.docx

• 3. Адал ксіпкерді сипаттайтын критерийді тадаыз Кредитті масатты пайдалану.docx

• Методическая разработка внеурочного занятия "Путешествие в страну финансовой грамотности. Налоги.".pdf

• Геоэкономические стратегии развития. Сор Геоэкономика.docx

• Ф. М. Достоевский в Казахстане. Переписка Ч. Валиханова с Ф. М. Достоевским.docx