5. Выбор мощности трансформаторов

На повышающих и понижающих подстанциях применяют трехфазные трансформаторы или группы однофазных трансформаторов с двумя или тремя раздельными обмотками, двух и трехобмоточные.

Для рационального построения системы электроснабжения имеет значение правильный выбор числа и мощности трансформаторов. Число трансформаторов, как и число питающих линий, определяется в зависимости от категории потребителей. Наиболее просты и дешевы однотрансформаторные подстанции.

При выборе мощности трансформаторов необходимо исходить из экономической нагрузки, допустимой перегрузке, числа часов использования максимума нагрузки, темпов роста нагрузки, расчетной нагрузки. Так как в момент проектирования все выше перечисленные факторы нельзя определить, мощность трансформаторов выбирается с учетом обеспечения полной нагрузкой при работе трансформаторов в нормальном режиме работы с коэффициентом загрузки Кз=0,7 – 0,75.

Номинальная мощность трансформатора – мощность, на которую должен быть загружен трансформатор непрерывно и при нормальных условиях окружающей среды в течение 20 лет.

В данном дипломном проекте необходимо проверить все имеющиеся трансформаторы в комплектных трансформаторных подстанциях на действительный коэффициент загрузки и в случае необходимости произвести выбор нового трансформатора.

Расчет и выбор мощности трансформаторов.

Номинальная мощность трансформаторной подстанции:

Sн.тр.≥ , где

Кз – коэффициент загрузки, принимается = 0,7 – 0,75 [19]

n – количество трансформаторов.

Реактивные потери холостого хода (хх):

∆Q_хх= S_н.тр , где

- ток холостого хода трансформатора, в %

∆Q_кз= , где

u_кз- напряжение короткого замыкания, в %

∆Pхх'=∆Pxx+Кип∙∆Qхх

∆P'кз=∆Pкз+Кип∙∆Qкз ,где

Кип – коэффициент изменения потерь – 0,06

Приведенные потери мощности в трансформаторе:

∆P'тр=∆P'xx+Кз²∙∆P'кз

∆Q'тр=∆Qxx+Кз²∙∆Qкз

Мощность, потребляемая из сети с учетом потерь в трансформаторе:

∑Pр=Pр+∆P'тр

∑Qр=Q+∆Q'тр

∑Sр=

Коэффициент загрузки трансформатора:

Расчет мощности трансформатора КТП 253:

Номинальная мощность трансформаторной подстанции

Sн.тр = = 32 (кВА)

Реактивные потери холостого хода (хх):

∆Q_хх = 40 = 1,2 (кВАр)

Коэффициент загрузки трансформатора:

= 0,56

Реактивные потери к.з.:

∆Q_кз = =1,88 (кВАр)

Приведенные потери хх ,кз :

∆Pхх'=0,15+0,06 · 1,2 = 0,22 (кВт)

∆P'кз= 1,0+0,06 · 1,88 = 1,11 (кВт)

Приведенные потери мощности в трансформаторе:

∆P'тр=0,22+0,56² · 1,11 = 0,57 (кВт)

∆Q'тр=1,2+0,56² · 1,88 = 1,79 (кВАр)

Мощность, потребляемая из сети с учетом потерь в трансформаторе:

∑Pр=11,1 + 0,57 = 11,7 (кВт)

∑Qр=19,2 + 1,79 = 21 (кВАр)

∑Sр= = 24,04 (кВА)

Согласно с проведенными расчетами выбирается трансформатор типа –

ТМ – 40/6/0,4 т.е. установленный в КТП трансформатор удовлетворяет всем требованиям и в его замене нет необходимости.

Аналогично выполняются дальнейшие расчеты.

Все результаты расчетов заносятся в таб. 5.1. – 5.5.

Таб. 5.1

Наименование	КТП №1 ДНС-6	КТП №2 ДНС-6	КТП 253	КТП 79
Sp, кВА	37	32	22,2	133,1
Sн.тр, кВА	53	46	32	190
Тип трансформатора	ТМ – 63\6	ТМ – 63\6	ТМ – 40\6	ТМ – 250\6
Коэф. загр.,Кз	0,6	0,51	0,56	0,53
Uкз, %	4,7	4,7	4,7	4,7
Iхх, %	2,8	2,8	3,0	2,3
∆Pкз, кВт	1,47	1,47	1,0	4,2
∆Pхх, кВт	0,22	0,22	0,15	0,66
∆P'хх, кВт	0,33	0,33	0,22	1,0
∆P'кз, кВт	1,65	1,65	1,11	4,9
∆P'тр, кВт	0,92	0,76	0,57	2,38
∆Q'тр, кВАр	2,83	2,53	1,79	9,05
∑Pр, кВт	26,82	20,16	11,7	69,4
∑Qр, кВАр	29,23	22,23	21	124,15
∑Sр, кВА	39,7	33,81	24,04	142,23
∆Qхх, кВАр	1,76	1,76	1,2	5,75
∆Qкз, кВАр	2,96	2,96	1,88	11,75
Тип тр-ра установленного	ТМ -160\6	ТМ -160\6	ТМ – 40\6	ТМ – 250\6
Кз, установлен. Тр-ра	0,25	0,23	0,56	0,53

Наименование	КТП 78	КТП 80	КТП 207	КТП 247
Sp, кВА	111,1	111,1	22,2	22,2
Sн.тр, кВА	159	159	32	32
Тип трансформатора	ТМ – 160\6	ТМ – 160\6	ТМ – 40\6	ТМ – 40\6
Коэф. загр.,Кз	0,7	0,7	0,56	0,56
Uкз, %	4,7	4,7	4,7	4,7
Iхх, %	2,4	2,4	3,0	3,0
∆Pкз, кВт	3,1	3,1	1,0	1,0
∆Pхх, кВт	0,46	0,46	0,15	0,15
∆P'хх, кВт	0,69	0,69	0,22	0,22
∆P'кз, кВт	3,55	3,55	1,11	1,11
∆P'тр, кВт	2,43	2,43	0,57	0,57
∆Q'тр, кВАр	7,53	7,53	1,79	1,79
∑Pр, кВт	58,43	58,43	11,7	11,7
∑Qр, кВАр	103,53	103,53	21	21
∑Sр, кВА	118,9	118,9	24,04	24,04
∆Qхх, кВАр	3,84	3,84	1,2	1,2
∆Qкз, кВАр	7,52	7,52	1,88	1,88
Тип тр-ра установленного	ТМ – 160\6	ТМ – 160\6	ТМ – 40\6	ТМ – 40\6
Кз, установлен. Тр-ра	0,7	0,7	0,56	0,56

Таб. 5.2

Таб. 5.3

Наименование	КТП 77	КТП 74	КТП 73	КТП 203
Sp, кВА	44,4	66,5	111,1	22,2
Sн.тр, кВА	63,4	95	159	32
Тип трансформатора	ТМ – 63\6	ТМ – 100\6	ТМ – 160\6	ТМ – 40\6
Коэф. загр.,Кз	0,7	0,67	0,7	0,56
Uкз, %	4,7	4,7	4,7	4,7
Iхх, %	2,8	2,6	2,4	3,0
∆Pкз, кВт	1,47	2,27	3,1	1,0
∆Pхх, кВт	0,22	0,31	0,46	0,15
∆P'хх, кВт	0,33	0,47	0,69	0,22
∆P'кз, кВт	1,65	2,55	3,55	1,11
∆P'тр, кВт	1,14	1,62	2,43	0,57
∆Q'тр, кВАр	3,21	2,04	7,53	1,79
∑Pр, кВт	23,34	34,92	58,43	11,7
∑Qр, кВАр	41,61	59,64	103,53	21
∑Sр, кВА	47,71	69,11	118,9	24,04
∆Qхх, кВАр	1,76	2,6	3,84	1,2
∆Qкз, кВАр	2,96	4,7	7,52	1,88
Тип тр-ра установленного	ТМ – 63\6	ТМ – 100\6	ТМ – 160\6	ТМ – 40\6
Кз, установлен. Тр-ра	0,7	0,67	0,7	0,56

Таб. 5.4

Наименование	КТП 75	КТП 81	КТП 82	КТП 83
Sp, кВА	111,1	66,5	88,7	44,4
Sн.тр, кВА	159	95	127	63,4
Тип трансформатора	ТМ – 160\6	ТМ – 100\6	ТМ – 160\6	ТМ – 63\6
Коэф. загр.,Кз	0,7	0,67	0,56	0,7
Uкз, %	4,7	4,7	4,7	4,7
Iхх, %	2,4	2,6	2,4	2,8
∆Pкз, кВт	3,1	2,27	3,1	1,47
∆Pхх, кВт	0,46	0,31	0,46	0,22
∆P'хх, кВт	0,69	0,47	0,69	0,33
∆P'кз, кВт	3,55	2,55	3,55	1,65
∆P'тр, кВт	2,43	1,62	1,8	1,14
∆Q'тр, кВАр	7,53	2,04	6,2	3,21
∑Pр, кВт	58,43	34,92	46,2	23,34
∑Qр, кВАр	103,53	59,64	83,0	41,61
∑Sр, кВА	118,9	69,11	90,05	47,71
∆Qхх, кВАр	3,84	2,6	3,84	1,76
∆Qкз, кВАр	7,52	4,7	7,52	2,96
Тип тр-ра установленного	ТМ – 100\6	ТМ – 100\6	ТМ – 100\6	ТМ – 100\6
Кз, установлен. Тр-ра	1,1	0,67	0,89	0,44

Таб. 5.5

Наименование	КТП 212	КТП 83А	КТП 82А
Sp, кВА	22,2	44,4	66,5
Sн.тр, кВА	32	63,4	95
Тип трансформатора	ТМ – 40\6	ТМ – 63\6	ТМ – 100\6
Коэф. загр.,Кз	0,56	0,7	0,67
Uкз, %	4,7	4,7	4,7
Iхх, %	3,0	2,8	2,6
∆Pкз, кВт	1,0	1,47	2,27
∆Pхх, кВт	0,15	0,22	0,31
∆P'хх, кВт	0,22	0,33	0,47
∆P'кз, кВт	1,11	1,65	2,55
∆P'тр, кВт	0,57	1,14	1,62
∆Q'тр, кВАр	1,79	3,21	2,04
∑Pр, кВт	11,7	23,34	34,92
∑Qр, кВАр	21	41,61	59,64
∑Sр, кВА	24,04	47,71	69,11
∆Qхх, кВАр	1,2	1,76	2,6
∆Qкз, кВАр	1,88	2,96	4,7
Тип тр-ра установленного	ТМ – 40\6	ТМ – 63\6	ТМ – 100\6
Кз, установлен. Тр-ра	0,56	0,7	0,67

Из таблиц видно, что в КТП № 75, 82 необходимо произвести замену силовых трансформаторов ТМ – 100\6 на более мощные ТМ – 160\6, так как коэффициент загрузки равен 1,1 и 0,89, после замены Кз=0,7 и 0,56 соответственно.

В КТП № 1,2 ДНС – 6 установлены трансформаторы с Кз= 0,25 и 0,23, хотя такая величина Кз очень малая менять трансформаторы на меньшей мощности не следует, так как в ближайшее время возможно значительное увеличение нагрузки на ДНС, в связи с разработкой месторождения и увеличения добычи нефти. Замена трансформатора в КТП – 83 также не целесообразна в связи с возможной заменой СКН на ЭЦН, что приведет к увеличению потребляемой мощности.