Расчет питающей электрической сети

2. Выбор количества и типа  трансформаторов подстанций 
2.1 Выбор количества трансформаторов

 

Число трансформаторов подстанций определяется категориями потребителей, присоединенных к шинам подстанции. При питании потребителей I категории трансформаторов должно быть не менее двух.

2.2 Определение мощности  трансформатора подстанции

 

Тип трансформатора подстанции определяется классом напряжения сети, потребителей, мощностью потребителей.

Мощность трансформатора определяется по формуле

МВА
где	SНБ	-	расчетная мощность трансформатора, МВА.
	nT	-	количество трансформаторов подстанции.

Для электростанции В:

 МВА;

 МВА.

Принимаем к установке трансформатор ТДН-16000/220 , S_НОМ.Т = 16 МВА [3] .

Коэффициент загрузки трансформатора определяется по формуле

 

 

Для остальных подстанций условие  выбора:

 

Данные выбранных трансформаторов  по [3] приведены в таблице 2

 

 

Таблица 2    Данные трансформаторов подстанций

Параметр	Подстанция
	В	а	в	с
Тип трансформатора	ТДН-16000/220	ТДТН-25000/220	ТДТНЖ-16000/220	ТДТНЖ-16000/220
Номинальная мощность SНОМ.Т, МВА	16	25	16	16
Количество, шт.	2	2	2	2
Коэффициент загрузки k3	0.91	0.704	0.85	0.94
Номинальные напряжения обмотки, кВ:
ВН , UНВ	230	230	230	230
СН , UНС	38,5	-	11	11
НН , UНН	11	6.6	38.5	38,5
Напряжения короткого замыкания  между:
ВН-СН , UK.ВС %	-	20	-	-
ВН-НН , UK.ВН %	10,5	12,5	20	20
СН-НН , UK.СН %	-	6,5	-	-
Мощность потерь короткого замыкания            DPК, МВт	0,085	0,135	0,085	0,085
Мощность потерь холостого хода DPХ, МВт	0,021	0.05	0.021	0,021
Ток холостого хода IХ ,%	0,85	1,2	1,2	1,2
Пределы регулирования РПН на ВН	±9х1.78%	±9х1.78%	±9х1.78%	±9х1.78%
Пределы регулирования ПБВ на СН	±2х2.5%	-	±2х2.5%	-

 

3. Определение  приведенных нагрузок подстанций

3.1 Определение параметров  схемы замещения трансформатора

        Под приведенной нагрузкой подстанции понимается нагрузка на шинах ВН с учетом потери мощности в трансформаторах.

Для расчета потерь мощности составляем “Г” – образную схему замещения трансформатора.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

     Рис.2  “Г”–образная схема замещения трехобмоточного трансформатора.

            Активные сопротивления в схеме замещения определяются по формуле

, Ом.

Индуктивные сопротивления в схеме  замещения определяются:

, Ом;
, Ом;
, Ом.

Активная и индуктивные проводимости могут быть определены  по формулам

, См;
, См.

Пример расчета для подстанции В

Ом ;

 Ом; Ом;

 Ом;

 См;

 См.

 

 

 

 

       Результаты расчетов для подстанций сведены в таблице 3

 

 

Таблица 3    Параметры схемы замещения

Режим	Подстанция	RT , Ом	XT1 , Ом	XT2 , Ом	XT3 , Ом	GT , х10-6 См	BT , х10-6 См
наибольших и наименьших нагрузок, ПАВР	В	2,3	43,4	-43,4	43,4	1,587	10,283
	а	3,487	275,08	148,12	-10,58	0,945	5,67
	в	2	41,4	-41,3	41,3	1,467	9,373
	с	2	41,4	-41,3	41,3	1,467	9,373

 

3.2 Определение приведенных нагрузок  подстанций

Рис. 3 Схема распределения мощностей  в схеме замещения

 

Мощности в конце обмотки  нн:

, МВт;

, МВар;

 

Потери мощности в обмотке нн и сн:

 

, МВт;
, МВар;
, МВт;
, МВар.

Мощность в начале обмотки нн:

, МВт ;
, МВАр.
Постоянные потери в трансформаторе: , МВт ;
, МВар.

Приведенная нагрузка подстанции:

, МВт ;
, МВАр.
, МВт.

Проведем расчет приведенной нагрузки электростанции станции B в режиме наибольших нагрузок.Мощности в конце обмотки нн для наибольших нагрузок:

, МВт;

, МВар;

Потери мощности в обмотке нн для наибольших нагрузок:

 МВт ;

 МВар;

Мощности в начале обмотки нн для наибольших нагрузок:

 МВт;

 МВар.

Постоянные потери в трансформаторе:

МВт

МВар

Приведенные мощность для наибольших нагрузок:

 МВА;

 

Результаты подобных расчетов для различных режимов и подстанций приведены в таблице 4

 

Таблица 4    Приведенные нагрузки подстанций

Режим	Мощность и потери мощности, МВА.	Подстанция
		В	а	в	с
1	2	3	4	5	6
	SК.НН	22+ j10,02	31 + j16,7	5,1 + j3	4,8 + j2,6
МАХ=ПАВ	DSнн	0,51 + j0,962	0,041 – j0,124	0,003 + j0,057	0,0026 + j0,05
	Sн.нн	22,051 + j11	31,041 + j16,576	5,103 + j3,057	4,8026 + j2,65
	SК.СН	26 + j13,32	-	19,47 + j13,58	22,32 + j15,67
	DSсн	0,074 - j1,4	-	0,05 – j0,9435	0,0647 – j1,22
	Sн.сн	26,074 + j11,92	-	19,52 + j12,6365	22,3847 + j14,45
	SК.ВН	-6,88 – j17,82	-23,88 – j24,46	22,6 + j15,22	25 + j16,7
	DSвн	0,0317 + j0.6	0,03 + j2,26	0,065 + j1,22	0,0786 + j1,483
	Sн.вн	-6,8483 – j17,22	-23,8415 – j21,4218	22,665 + j16,44	25,0786 + j18,183
	SПРИВ	-6,8063 - j17	-23,7415 – j20,8212	22,707 + j16,712	25,1206 + j18,455
	SК.НН	6,6 + j3	9,3 + j5	1,53 + j0,9	1,44 + j0,78
	DSнн	0,0046 + j0,0868	0,0037 – j0,011	0,0003 + j0,0052	0,00023 + j0,0044
МIN	Sн.нн	6,6046 + j3,0868	9,3037 +j5	1,5303 + j0,9052	1,44023 + j0,7844
	SК.СН	7,8 + j4	-	5,84 + j4,07	6,7 + j4,7
	DSсн	0,0067 – j0,126	-	0,0044 – j0,083	0,006 – j0,11
	Sн.сн	7,8067 + j3,874	-	5,8444 + j4	6,706 + j4.6
	SК.ВН	2,052 – j2,26	-3,048 – j4,25	6,78 + j4,57	7,5 + j5,01
	DSвн	0,00081 + j0.0153	0,001 + j0.071	0,0058 + j0.11	0,0071 + j0,0135
	Sн.вн	2,053 - j2,245	-3,047 + j4,18	6,7858 + j4,68	7,5071 + j5,1435
	SПРИВ	2,095 – j1,973	9,4037 + j5,6	6,8278 + j5	7,5491 + j5,4155

4. Определение  предварительного распределения  мощности в сети

 

Для нахождения предварительного распределения мощности составляем расчетную схему.

 

 

 

 

 

 

 

 

 
Рис.4 Расчетная схема

Значение полной мощности на головных участках можно определить по формулам

МВА				(11)
МВА				(12)
где	L	-	общая длина ЛЭП, км;
	lАi	-	расстояние от левого источника  до подстанции, км.

Общая длина линии

L = l_Aa + l_Аc + l_аb + l_Bb + l_сВ     

L = l_Aa + l_ac + l_cB + l_Bb + l_bA = 49+178+56+108+54 = 445 км.

 
Следовательно, мощность на головных участках по (11) и (12) равна

((25,1206 + j18,455)·(445-178) + (-6,8063-j17)(445-178-54)+ +(22,707+j16,712)(445-178-54-108) + (-23,141-j20,8212))=14,558+j4,5865 (МВА)  

 

·((-23,7415 - j20,8212)·(445-49) + (22,707 + j16.712)·(445-49-56) +  
+ (-6.8063 - j17)·(445-49-56-108) + (25,1206 + j18.455)·178)= 2,7217 – j7,24МВА

 

Проверка баланса мощностей:

14,558 + j4,5865 + 2,7217 - j7,24= -6,8063 – j17-23,7415 - j20,8212+ 22,707 + j16,712+ +25,1206+j18,455

 

17,2797 – j2,6535@ 17,2798 – j2,6542МВА.

Баланс сошелся.

 

Мощности, протекающие по участкам можно определить по формулам

, МВА;	(13)
, МВА;	(14)
, МВА;	(15)

тогда

=  14,558 + j4,5865 – 25,1206 – j18,455= -10,5626 – j13,8685 МВА;

= 2,7217 – j7,24 + 23,7145 + j20,8212= 26,4632 + j13,5812МВА;

= -10,5612 – j13,8685 + 6.8063 + j17 = -3,7563 + j3,1315 МВА

Так как большая мощность на участке , следовательно, для расчета послеаварийного режима отключаем этот головной участок. 
      Расчеты для остальных режимов приведены в таблице 5

 

Таблица 5  Мощности участков линии

Участок ЛЭП	Полная мощность в расчетном  режиме, МВА
	наибольших нагрузок	Наименьших нагрузок	Послеаварийный
	14,558 + j4,5865	8,178 + j4,12.	0
	-10,5626 – j13,8685	0,6296 – j1,2955	25,1206 + j18,455
	26,4632 + j13,5812	8,2963 + j4,34	41,0213 + j18,167
	-17,37 - j30,868	2,725 -j3,3	18,3143 + j1,455
	51,561 + j26,573	17,7 + j9,94	17,28 – j2,65

 

Режим максимальных нагрузок

Режим минимальных нагрузок

 

 

Послеаварийный режим

 

Рис.5   Расчетные схемы распределения мощности по участкам

5. Определение  сечений и выбор проводников  линии электропередачи.

5.1 Определение экономического  сечения проводников

 

Сечение проводника считаем одинаковым на всех участках, в этом случае необходимо определить эквивалентные токи для участков с одинаковым направлением мощности. Ток протекающий по участку ЛЭП определяется по формуле:

 

А				(16)
где	SНБ.i	-	модуль полной мощности на i-том участке ЛЭП, МВА.

Для расчета принимаем максимальный режим.

По (16) находим  токи на участках ЛЭП:

А;

А;

А;

А;

А;

 

 

Экономическое сечение проводника можно определить по следующей формуле

, мм2				(17)
где	JЭК	-	экономическая плотность тока А/мм2.

Экономическая плотность тока принимается  по [2] в зависимости от времени использования максимума нагрузки, которое можно определить по формуле

, час/год
, час/год

 

Следовательно, по выбираем j_ЭК = 1 А/мм²  для всех участков.

Тогда по (17) получаем

 мм² .

 мм²

 мм²

 мм²

 мм²

 

Проверка по длительно-допустимому  току Iрасч.<Iдоп.:

 

83,3<215

220<325

49,123<105

46.74<440

По условию коронирования для ВЛ U_НОС.С = 220 кВ минимальное сечение F>240 мм².

Следовательно выбираем АС-240, таким  образом выбираем сечения на всех участках одинаковые.