Расчет электрической сети

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3 ВЫБОР  КОЛИЧЕСТВА И ТИПОВ ТРАНСФОРМАТОРОВ  ПОДСТАНЦИЙ

3.1 Выбор  количества трансформаторов

Число трансформаторов подстанций определяется категориями потребителей, присоединенных к шинам подстанции. При питании электроприемников  I категории трансформаторов должно быть не менее двух. При питании электроприемников II и III категории допускается наличие на подстанции один трансформатор.

3.2 Определение  мощности трансформаторов подстанций

Тип трансформатора определяется классом  напряжения сети, классом напряжения обмоток трансформатора (напряжение потребителей), суммарной мощностью  потребителей.

Необходимая мощность, МВА, трансформатора определяется по фор- муле (3.1):

Электростанция  :

      (3.1)

Подстанция  :

Тяговая подстанция :    

Тяговая подстанция :

где – максимальная расчётная мощность на наиболее загруженной обмотке, МВА; – количество трансформаторов работающих параллельно.

Нагрузки  тяговых подстанций являются потребителями  первой категории, следовательно должен иметься резерв по электроснабжению таких нагрузок. При выборе трансформаторов  для тяговых подстанций принимаем, что в работе находится один трансформатор, покрывающий своей мощностью  всю нагрузку, второй трансфоматор находится в «холодном» резерве  и непосредственно в работе не находится.

Далее из справочной литературы принимается к установке трансформатор (группа трансформаторов), у которого мощность близка мощности полученной по формуле (3.1).

Таблица 3

Данные трансформаторов  подстанции

Параметр	Подстанция
	B	c	a	b
Тип трансформатора	ТДТН-63000/110	ТДТН-25000/110	ТДТНЖ-40000/110	ТДТНЖ-40000/110
Номинальная мощность, МВА	63	25	40	40
Количество, шт. (с учетом резерва)	3 (4)	5 (6)	1 (2)	1 (2)
Коэффициент загрузки (НБ)	0,908	0,976	0,996	0,952
Коэффициент загрузки (ПАВ)	1,362	1,220	0,996	0,952
Номинальные напряжения обмотки, кВ:
ВН	115	115	115	115
СН	38,5	38,5	38,5	27,5
НН	6,6	11	27,5	11
Напряжение КЗ между, %:
ВН-СН	10,5	10,5	10,5	10,5
ВН-НН	17	17,5	17	17
СН-НН	6,5	6,5	6	6
Мощность потерь КЗ, кВт	290	140	200	200
Мощность потерь ХХ, кВт	56	31	63	63
Ток холостого хода, %	0,7	0,7	0,8	0,8
Пределы РПН на ВН	±9х1.78%	±9х1.78%	±8х1,5%	±8х1,5%

 

После выбора трансформатора необходимо проверить его по коэффициенту загрузки, который можно определить по формуле:

Электростанция  :

         (3.2)

где – номинальная мощность трансформатора, МВА.

Электростанция  _(ПАВ):

 

Трансформатор (группа трансформаторов) считается выбранным правильно, если выполняется следующее условие:

          (3.3)

Результаты расчётов заносятся  в таблицу 3.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРИВЕДЕННЫХ  НАГРУЗОК ПОДСТАНЦИЙ

 

Под приведённой нагрузкой подстанции понимается нагрузка на шинах ВН подстанции с учётом потерь мощности в трансформаторах.

 

4.1 Определение параметров  схемы замещения трансформатора

Для определения параметров трансформатора составляется Г-образная схема замещения трансформатора, которая представлена на рисунке 4.1.

 

Рис.4.1  Г–образная схема замещения трехобмоточного  трансформатора.

 

Активная проводимость, См, ветви намагничивания определяется по следующей формуле:

Электростанция  :

 

         (4.1)

 

 

Подстанция  :

Тяговая подстанция :

Тяговая подстанция :

где – потери активной мощности в режиме холостого хода транс- форматора, кВт (паспортное значение трансформатора); – номинальное напряжение трансформатора, кВ.

Реактивная проводимость, См, ветви намагничивания определяется по следующей формуле:

Электростанция  :

 

       (4.2)

Подстанция  :

Тяговая подстанция :

Тяговая подстанция :

где – ток холостого хода, % (паспортное значение трансформатора); –номинальная мощность, МВА; – номинальное напряжение, кВ.

Активное сопротивление, См, в схеме замещения определяются по формуле:

Электростанция  :

    (4.3)

Подстанция  :

Тяговая подстанция :

 

 

Тяговая подстанция :

 

где – потери активной мощности в режиме короткого замыкания, МВт (паспортное значение трансформатора); –номинальная мощность, МВА; – номинальное напряжение, кВ.

Индуктивные (реактивные) сопротивления, Ом, для обмоток ВН, СН и НН в  схеме замещения определяются по следующим формулам:

Электростанция  :

       (4.4)

        (4.5)

        (4.6)

Подстанция  :

Тяговая подстанция :

Тяговая подстанция :

где – напряжение короткого замыкания обмотки ВН трансформатора, %, определяемая по формуле (4.7); – напряжение короткого замыкания обмотки СН трансформатора, %, определяемая по формуле (4.8); – напряжение короткого замыкания обмотки НН трансформатора, %, определяемая по формуле (4.9); –номинальная мощность, МВА; – номинальное напряжение, кВ.

Электростанция  :

   (4.7)

   (4.8)

   (4.9)

Подстанция  :

Тяговая подстанция :

Тяговая подстанция :

где – напряжение короткого замыкания между высокой и низкой обмотками трансформатора, % (паспортное значение трансформатора); – напряжение короткого замыкания между высокой и средней обмотками трансформатора, %, (паспортное значение трансформатора); – напряжение короткого замыкания между средней и низкой обмотками трансформатора, %, (паспортное значение трансформатора).

Таблица 4 

Параметры схемы замещения  трансформаторов

Подстанция
B	0,483	22,042	0	13,645	4,234	33,346
c	1,481	56,867	0	35,708	2,344	13,233
a	0,827	35,542	0	20,664	4,764	24,197
b	0,827	35,542	0	20,664	4,764	24,197

 

4.2 Определение приведённых  нагрузок подстанции

Для определения приведённых нагрузок подстанции составляем расчётную схему, на которой нужно указываем все  искомые параметры, данная схема  представлена на рисунке 4.2.

Рисунок 4.2 – Расчётная  схема для определения приведённой  нагрузки подстанции

 

Потери мощности в звене расчётной  схемы определяются мощностью в  конце ветви.

Потери активной, МВт, и реактивной, МВАр, мощностей в ветви СН определяются по следующим формулам:

Электростанция  :

    (4.10)

     (4.11)

где , – активная и реактивная мощности по средней стороне (значения из таблицы 2); – номинальное напряжение питающей сети, кВ; – количество трансформаторов подстанции, работающих параллельно.

Потери активной, МВт, и реактивной, МВАр, мощностей в ветви НН определяются по следующим формулам:

Электростанция  :

   (4.12)

  (4.13)

где , – активная и реактивная мощности по низшей стороне (значения из таблицы 2); – номинальное напряжение питающей сети, кВ; – количество трансформаторов подстанции, работающих параллельно.

Активная и реактивная мощности в начале звеньев СН и НН определяются по следующим формулам:

Электростанция  :

      (4.14)

      (4.15)

     (4.16)

    (4.17)

 

Активная и реактивная мощности в конце обмотки ВН определяются по следующим формулам:

Электростанция  :

     (4.18)

     (4.19)

Потери активной, МВт, и реактивной, МВАр, мощностей в обмотке ВН определяются по следующим формулам:

Электростанция  :

   (4.20)

  (4.21)

Активная, МВт, и реактивная, МВАр, мощности в начале ветви ВН определяются по формулам:

 

Электростанция  :

     (4.22)

     (4.23)

Постоянные потери мощности в трансформаторе (потери мощности в по- перечной ветви  трансформатора) определяются по формулам:

Электростанция  :

     (4.24)

     (4.25)

Приведённая нагрузка, МВА, подстанции определяется по формуле:

Электростанция  :

  (4.26)

 

Расчёты ведутся для каждой подстанции. Расчёт для нормального установившегося  режима минимальных нагрузок производится аналогично. Расчёт для ПАВ установившегося  режима производится с одним отключенным  трансформатором на электростанции B. Результаты расчётов заносятся в таблицу 5.

 

Таблица 5 

Приведённые нагрузки подстанции

Режим	Мощность и потери мощности, МВА (полной)	Подстанция
		B	c	a	b
Максимальных  нагрузок		0,009+j0	0,2+j0	0,004+j0	0,062+j0
		0,392+j11,077	0,024+j0,589	0,069+j1,736	0,004+j0,105
		22,609+j11,578	76,2+j49,091	7,024+j3,789	25,801+j15,823
		-135,988-j93,182	27,824+j15,594	27,562+j17,844	6,754+j4,11
		-113,379-j81,604	104,025+j64,685	34,578+j21,673	32,556+j19,933
		0,260+j11,849	0,367+j14,104	0,114+j4,894	0,1+j4,28
		-113,120-j69,754	104,392+j78,789	34,701+j26,567	32,655+j24,214
		0,154+j1,210	0,142+j0,801	0,058+j0,293	0,058+j0,293
		-112,966-j68,544	105,534+j79,590	34,758+j26,86	32,713+j24,506
Минимальных нагрузок		0,001+j0	0,018+j0	0+j0	0,006+j0
		0,447+j12,62	0,002+j0,053	0,006+j0,156	0+j0,009
		6,781+j3,473	22,818+j14,727	2,106+j1,137	7,727+j4,747
		-145,803-j97,756	8,342+j4,555	8,254+j5,001	2,025+j1,211
		-139,023-j94,283	31,160+j19,282	10,361+j6,137	9,753+j5,958
		0,375+j17,134	0,033+j1,262	0,010+j0,426	0,009+j0,384
		-138,647-j77,15	31,193+j20,544	10,370+j6,563	9,762+j6,342
		0,154+j1,21	0,142+j0,801	0,058+j0,293	0,058+j0,293
		-138,493-j75,939	31,335+j21,345	10,428+j6,856	9,819+j6,634
Послеаварийный		0,013+j0	0,2+j0	0,004+j0	0,062+j0
		0,588+j16,616	0,024+j0,589	0,069+j1,736	0,004+j0,105
		22,613+j11,578	76,2+j49,091	7,024+j3,789	25,801+j15,823
		-135,792-j87,643	27,824+j15,594	27,562+j17,844	6,754+j4,11
		-113,179-j76,065	104,025+j64,685	34,578+j21,673	32,556+j19,933
		0,371+j16,937	0,367+j14,104	0,114+j4,894	0,1+j4,28
		-112,808-j59,128	104,392+j78,789	34,701+j26,567	32,655+j24,214
		0,102+j0,807	0,142+j0,801	0,058+j0,293	0,058+j0,293
		-112,705-j58,321	105,534+j79,590	34,758+j26,86	32,713+j24,506

 

 

 

5 НАХОЖДЕНИЕ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО  РАСПРЕДЕЛЕНИЯ МОЩНОСТЕЙ В СЕТИ

 

Сначала преобразовываем исходную кольцевую схему питания в  схему с двусторонним питанием.

Рисунок 5.1 – Преобразование исходной схемы в схему с двусторонним питанием

 

Далее необходимо рассчитать мощности, протекающие по плечам питания между  нагрузками, т. е. мощности, протекающие  по головным участкам по формуле:

          (5.1)

где – комплекс приведённой мощности подстанции, МВА; – суммарная длина все участков цепи, км; – длина соответствующего участка цепи, км.

Для схемы, приведённой на рис. 5.1, формула (5.1) примет вид:

Распределение мощностей, МВА, по остальным  участкам определяются по формулам:

 (5.2)

 (5.3)

(5.4)

После расчёта распределения мощностей, МВА, по участкам необходимо произвести проверку баланса мощностей по выражению:

           (5.5)

где   – сумма мощностей на головных участка цепи.

 

Расчёт для нормального установившегося  режима минимальных нагрузок производится аналогично.

Для расчёта установившегося послеаварийного  режима отключается тот головной участок, на котором протекает наибольшая мощность, т.е. участок A''a. Расчёт предварительного распределения мощностей для установившегося послеаварийного режима при обрыве линии электропередачи на наиболее нагруженном участке производится аналогично.

Рисунок 5.2 – Схема с  односторонним питаем для ПАВ  режима

         (5.6)

 

            (5.7)

      (5.8)

    (5.10)

 

Результаты расчётов для всех подстанций и для всех режимов заносятся  в таблицу 6.

Таблица 6

 Мощности участков  линии

Участок ЛЭП	Полная мощность в расчётном  режиме, МВА
	Нормальный установившийся режим максимальных нагрузок	Нормальный установившийся режим минимальных нагрузок	Установившийся послеаварийный режим
Ab	54,420+j48,115	-25,071-j9,907	59,300+j72,635
bc	21,707+j23,609	-34,891-j16,541	26,857+j48,129
cB	-82,827-j55,981	-66,226-j37,886	-77,947-j31,461
Ba	30,139+j12,563	72,268+j38,054	34,758+j26,860
aA	4,620+j14,297	-61,840-j31,198	-