Основные типы электростанций и их характеристики

Основные типы электростанций и их характеристикиПрактическая частьРасчет мощности трансформатора на подстанции, выбор марки и ее расшифровкаГруппа потребителей 2 категории получает питание от трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ (рисунок 1).
651510112395ТрВЛЭП
КЛЭП
ТрВЛЭП
КЛЭП

Рисунок 1- Схема расчетная
Найдем полную мощность, передаваемой по участкам сети. Для этого находим значение реактивных мощностей нагрузок , МВАр,(1)
где .
Затем находим полную мощность , МВА нагрузок:
(2)
Подставив исходные данные в формулу (1), получим
,
,
.
Подставив исходные данные в формулу (2), получим полную мощность по участку сети без учета потерь:

Определим суммарную полная мощность всех потребителей Smax
(3)
Подставив данные в формулу (3) определим Smax,МВА
В современной практике проектирования при определении расчётной мощности трансформаторов на понижающих подстанциях с установкой двух трансформаторов (nТ = 2 ) применяется эмпирическая формула
(4)
где n-количество трансформаторов;
Кз-коэффициент загрузки трансформаторов (для двухтрансформаторной подстанции )
Для потребителей первой и второй категорий на подстанциях предусматривается установка не менее двух трансформаторов.
Поэтому для расчета примем [1]

При высшем напряжении 10кВ и определенной выбираем к установке два трансформатора ТМ 6300-10/0,4кВ.
ТМ 6300-10УХЛ1 это: Т – трансформатор трехфазный, М – охлаждение масляное с естественной циркуляцией воздуха и масла, 6300 – номинальная мощность, кВА, 10 – класс напряжения обмотки ВН, кВ, УХЛ1 – климатическое исполнение и категория( холодный климатический район, эксплуатация на открытом воздухе с воздействием любых атмосферных факторов (дождь, ливень, снег, пыль при сильном ветер).
По конструктивному исполнению трансформатора, вводы ВН и НН расположены на крышке. Баки трансформаторов ТМ прямоугольной формы. Для увеличения поверхности охлаждения применяются радиаторы. На крышке бака имеется кран (пробка) для залива масла, внизу бака имеются пробка для спуска масла, кран (пробка) для взятия пробы, болт заземления. Намотка провода и изоляции катушек производится с одновременной укладкой на автоматизированном оборудовании. Вводы ВН и НН расположены на крышке. Для предотвращения возникновения избыточного давления при аварийных режимах в баке трансформатора серии ТМ устанавливается предохранительный клапан. Параметры трансформатора представим в таблице 1, чертеж трансформатора на рисунке 2
Таблица 1- Параметры трансформатора
Номинальная мощность трансформаторов кВт Потери, Вт Ток ХХ, % Напряжение КЗ, % Габаритные размеры Масса,кгХХ КЗ ТМ-6300 7400 46500 0,8 7,5 3450х3300х3650 13400

1 - Ввод НН; 2 - ввод ВН; 3 - маслорасширитель; 4 - табличка паспортная; 5 - петли подъемные; 6 - пробка для слива масла; 7 - привод переключателя; 8 - воздухоосушитель; 9 - пробка для заливки масла; 10 - клемма заземления; 11 - маслоуказатель; 12 - радиатор
Рисунок 2- Чертеж трансформатора
Расчёт сечение кабеля запитывающего группу потребителей, выбор его марки и ее расшифровкаВ электроустановках до 1000 В расчёт сечений производится по нагреву (допустимому току) и проверяется по потере напряжения.
Согласно заданию, кабель прокладывается в воздухе в пожароопасной среде при t0=30°C при 4 кабелях в траншее, исходя из этих условий предварительно выбираем, кабель марки АВВГ
Рассчитываем ток потребителей, IP,А (5)
Подставив данные в формулу (5), получим

По расчетному току предварительно выбираем сечение жилы 70мм2 IДОП=165А (приложение 8 к курсовому )ААБлГ 2х70
IДОП ≥ IP.
165> 148,221
Вводим поправочные коэффициенты используя приложение 9 и 10 указаний к курсовому проекту
Коэффициент Кt(по температуре окружающей среды) примем= 0,95 исходя из условий, что температура среды (t)0 =300С(согласно задания))
Коэффициент Кk(по количеству кабелей (Кк) проложенных вместе ) примем = 0,8 исходя из того, что прокладывается 4 кабеля в земле (согласно задания) и расстояние в свету между ними 100 мм
Определим расчетный допустимый ток ,А(6)
≥ Iр
125,4<148,221
Выбранное сечение не проходит по условиям, поэтому повышаем на порядок выше сечение кабеля, т. е 95мм2 IДОП=200А
Определим расчетный допустимый ток ,А
≥ Iр
152>148,221
Выбранное сечение проходит по условиям.
Окончательно выбираем кабель марки АВВГ 2х95
Кабель АВВГ 2х95:
А - Алюминиевая токопроводящая жила;
В - изоляция из ПВХ пластиката;
В - оболочка из поливинилхлоридного пластиката;
Г - Отсутствие защитных покровов поверх брони;
2 - количество жил ;95 - сечение жил ;
Элементы конструкции кабеля АВВГ 2х95:
Выбор марки проводов ВЛЭП, питающей потребителей и расчет их сеченияПо приложению 11 для атмосферы воздуха типа III(морской климат) выберем провод марки М
При выборе сечения кабеля руководствуемся формулой
, мм2(7)
где:
S – сечение токопроводящей жилы, мм2;
Р – мощность потребителей электрической энергии, Вт;
l – длина питающей линии, м;
U –напряжение сети, В.
- относительное падение (потеря) напряжения, %. ()
γ – удельная проводимость проводника, м/Ом·мм2.
γ(Сu) меди = 57 м/Ом·мм2;
γ(Al) алюминия = 34 м/Ом·мм2.
Согласно данным
(8)
Однолинейную схему питания потребителей представим на рисунке 3

Рисунок 3- Однолинейная схема питания потребителей
Подставив данные в формулу (7), определим

Из приложения 12 принимается стандартное сечение для проводов марки А, S = 50 мм2.
Таким образом, для ВЛЭП выбирается провод марки М сечение 50 мм2
ЗаключениеВ практической части работы, согласно заданию выбрали мощность трансформатора и его марку приняли к установке на подстанции трансформатор ТМ-6300-10/0,4,рассчитали сечение кабеля, прокладываемого по воздуху в пожароопасной среде при t0=30°C при 4 кабелях в траншее, запитывающего группу потребителей на напряжение U=220В выбрали кабель марки АВВГ 2х95, выбрали марку проводов ВЛЭП использующуюся в районе с морским климатом питающей потребителей Мх50

Список литературы1 Неклепаев Б.Н., Крючков И.П «Электрическая часть электростанций и подстанций». Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. – М: Энергоатомиздат, 1989.-608с.:ил.2 Справочник по проектированию электрических сетей/ под ред. Д.Л. Файбисовича. – 3-е изд., переаб. и доп. – М.: ЭНАС, 2009. – 392 с.