Расчет 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 A:

 МВА;

 МВА.

Принимаем к установке трансформатор ТДТН-25000/220 , SНОМ.Т = 25 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
	a	b	с	A
1	2	3	4	5
Тип трансформатора	ТДТН-25000/220	ТДТН-40000/220-70У1	ТДТН-40000/220-70У1	ТДТН-25000/220
Номинальная мощность SНОМ.Т, МВА	25	40	40	25
Количество, шт.	2	2	2	2
Коэффициент загрузки k3	0,851	0,848	0,815	0,697
Номинальные напряжения обмотки, кВ:
ВН , UНВ	230	230	230	230
СН , UНС	38,5	27,5	27,5	38.5
НН , UНН	11	11	6,6	11
Напряжения короткого замыкания между:
ВН-СН , UK.ВС %	12,5	12,5	12,5	12,5
ВН-НН , UK.ВН %	20	22	22	20
СН-НН , UK.СН %	6,5	9,5	9,5	6,5
Мощность потерь короткого замыкания            DPК, МВт	0,13	0,24	0,24	0,13
Мощность потерь холостого хода DPХ, МВт	0,045	0,066	0,066	0,045
Ток холостого хода IХ ,%	0.9	1,1	1,1	0.9
Пределы регулирования РПН на ВН	±9х1.78%	±12х1,00%	±12х1,00%	±9х1.78%

 

 

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, расчет ведется по методике изложенной в [1] .

 

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 A

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	A	2.751	137,54	-5,29	74,06	1,701	8,507
	b	3,968	165,313	0	125,638	1,248	8,318
	c	3,968	165,313	0	125,638	1,248	8,318
	a	5,502	132,25	-	-	1,701	8,507

 

3.2 Определение приведенных  нагрузок подстанций

 

Потери мощности в звене схемы замещения определяются мощностью в конце звена (ветви). Потери активной мощности в звеньях а-2 и а-3 можно определить по формулам

, МВт;
, МВАр;
, МВт;
, МВАр.

 

Мощность в начале звеньев а-2 и а-3  или мощность в конце звена а-1 определяется по формуле

, МВт ;
, МВАр.

 

Потери в звене а-1 определяются по формуле

, МВт ;
, МВАр.

 

Мощность в начале звена а-1 (в точке b)

, МВт ;
, МВАр.

 

Потери мощности в поперечной ветви схемы замещения определяется по формуле

, МВт ;
, МВАр.

 

Следовательно, приведенная нагрузка подстанции, в точке с схемы замещения определяется по формуле

, МВт ;
, МВАр.
, МВт.

 

Проведем расчет приведенной нагрузки подстанции A в режиме наибольших нагрузок.

 МВт ;

 МВАр;

 МВт;

 МВАр.

МВт

 МВт;

 МВАр.

 МВт ;

 МВАр;

 МВт;

 МВАр;

 МВт;

 МВАр;

 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
		b	с	а	А
Максимальных нагрузок	SНБ.НН	5,5+j2,969	4,7+ j2,537	37 + j20,969	-15,56 – j19,906
	SНБ.СН	22,785+ j16,116	21,744+ j15,981	-	16 + j7,29
	DSНБ.а-2	0,0032	0,0023	-	0,018 – j0,034
	DSНБ.а-3	0,064+ j2,022	0,06+ j1,89	0.206 + j4.942	0,036 + j0,977
	SНБ.а-1	28,353+ j21,106	26,506+ j20,408	-	0,494- j11,673
	DSНБ.а-1	0,102+ j4,267	0,092+ j3,822	-	0,0078 + j0,388
	SНБ.b	28,455+ j25,373	26,589+ j24,231	37,206 + j25.911	0,502 – j11,285
	DSНБ.b-0	0,06+ j0,403	0,06+ j0,403	0.082 + j0.412	0,082 + j0,412
	SНБ.ПРИВ	28,515+ j25,776	26,658+ j24,632	37,288+j26,323	0,584 – j10,874
Минимальных  нагрузок	SНМ.НН	1,65+ j0,891	1,41+ j0,761	11,1+ j6,29	-37,26- j30,416
	SНМСН	6,836+ j4,835	6,523+ j4,794	-	4,8+ j2,187
	DSНМ.а-2	0,0003	0,0002	-	0,0016+ j0,003
	DSНМ.а-3	0,006+ j0,182	0,005+ j0,17	0,019+j0,455	0,131+ j3,54
	SНМ.а-1	8,492+ j5,907	7,939+ j5,725	-	-32,372- j24,629
	DSНМ.а-1	0,009+ j0,365	0,008+ j0,327	-	0,094+ j4,702
	SНМ.b	8,5+ j6,273	7,947+ j6,053	11,119+ j6,735	-32,233- j19,99
	DSНМ.b-0	0,06+ j0,403	0,06+ j0,403	0,082+ j0,412	0,082+ j0,412
	SНМ.ПРИВ	8,561+ j6,675	8,007+ j6,455	11,201+ j7,147	-32,151- j19,578

 

4. Определение предварительного  распределения мощности в сети

 

Для нахождения предварительного распределения мощности составляем расчетную схему.

 

Рис.3 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 = lAa + lac + lCb + lBb + lbA     

L = lAa + lac + lcB + lBb + lbA = 64 + 98 + 59 + 185 + 73 = 479 км.

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

((26,658+ j24,632)·(479 - 64) + (28,515+ j25,776)·(479-64 - 98)+ +(0,584 – j10,874)·(479 - 64 - 98 - 59) + (37,288+j26,323)·(479 - 64 - 98 - 59 - 185)) =

= 57,959+ j45,299МВА

 

·((26,658+ j24,632)·64 + (28,515+ j25,776)·(64+98) +  
+ (0,584 – j10,874)·(64+98+59) + (37,288+j26,323)·(64+98+59+185)) =  
= 35,086 + j20,588 МВА

Проверка баланса мощностей:

(57,959+ j45,299) + (35,086 + j20,588) = (26,658+ j24,632) + (28,515+ j25,776) + (0,584 – j10,874) + (37,288+j26,323)

 

93,045 + j65,887 = 93,045 + j65,887   МВА.

Баланс сошелся.

 

Мощности, протекающие по участкам можно определить по формулам

, МВА;	(13)
, МВА;	(14)
, МВА;	(15)

тогда

=  (57,959+ j45,299) - (26,658+ j24,632) = 31,301+ j20,667 МВА;

        = (31,301+ j20,667) - (28,515+ j25,776) = 2,786- j5,109 МВА;

        = (2,786- j5,109) - (0,584 – j10,874) = 2,202+ j5,765 МВА

Так как большая мощность на участке bA, 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
Bc	57,959+ j45,299	0,586+ j2,89	-
cb	31,301+ j20,667	-7,421- j3,565	-26,658- j24,632
bA	2,786- j5,109	-15,982- j10,24	-55,173- j50,408
Aa	2,202+ j5,765	16,169+ j9,338	-55,757- j39,534
aB	-35,086- j20,588	4,968+ j2,191	-93,045- j65,857

                        Режим максимальных нагрузок

                             Режим минимальных нагрузок

 

                   Послеаварийный режим

Рис.3   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 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.

По (16) находим токи на участках ЛЭП

А;

Аналогично находим токи на других участках ЛЭП для всех режимов. Результаты расчетов приведены в таблице 5.1

Таблица 5.1                        Токи на участках ЛЭП для трёх режимов

Участок ЛЭП	Полный ток в расчетном режиме, А
	наибольших нагрузок	Наименьших нагрузок	Послеаварийный
Bc	193,048	7,738	-
cb	98,434	21,605	92,25
bA	15,272	49,813	196,123
Aa	16,195	49	179,373
aB	106,759	14,25	299,156

 

Временя использования максимума нагрузки, определится по формуле

, час/год				(17)
где	l.i	-	длина i-го участка ЛЭП, км.

 

Принимаем по [1] время, использования максимума нагрузки для тяговых подстанций, равным ТТЯГ = 6000 час/год.