Технико-экономическое обоснование варианта схемы развития электрической сети районной энергосистемы

 

4.Выбор  трансформаторов на понижающих  подстанциях

 

При выборе трансформаторов, как правило, определяющим условием является не экономический критерий, а нагрузочная способность, и мощность трансформаторов следует выбирать по допустимой нагрузке.

   В практике  проектирования на подстанциях  всех категорий предусматривается  установка двух трансформаторов,  установка большего числа трансформаторов  выполняется в специальных случаях, оговоренных в [1, с. 162].

   Мощность трансформаторов  выбирается по нагрузке пятого  года эксплуатации подстанции.

   При выборе  трансформаторов на понижающей  подстанции должны учитываться:

• заполнение суточного графика нагрузки;
• продолжительность максимума нагрузки;
• летние недогрузки трансформаторов;
• зимние температуры воздуха;
• перегрузочные способности трансформаторов в зависимости от системы охлаждения.

   При отсутствии  подробной информации о графиках  нагрузки подстанций допускается  упрощенный выбор трансформаторов, в котором при отсутствии резервирования по сетям вторичного напряжения мощность каждого из двух устанавливаемых трансформаторов выбирается по двум условиям:

• по загрузке в нормальном режиме
• по перегрузке в послеаварийном режиме

где Stном – максимальная нагрузка подстанции в нормальном режиме; k_авар – допустимый коэффициент перегрузки трансформаторов в аварийных случаях;   k_1-2 – коэффициент участия в нагрузке потребителей 1- и 2-й категорий.

   Значение k_авар в соответствии с Правилами устройства электроустановок (ПУЭ) берется равным 1,4, что допускает перегрузку трансформатора на 40% в течение не более 5 суток на время максимумов нагрузки продолжительностью не более 6 часов в сутки.

   Коэффициент k_1-2 в соответствии с заданием на курсовой проект равен 0,75.

Для радиально-магистральной сети и для замкнутой сети:

Нагрузки подстанций 2, 3.

Для подстанции 2  [2,с.372]:

ТРДН – 32000/110; U_ВН = 115 кВ; U_НН = 10,5 кВ; Uк%=10,5%; R = 1,87Ом; Х = 43,5 Ом;

ΔР_Х = 35 кВт; ΔQ_Х = 240квар; Ix=0.75%;  регулирование напряжения ± 9*1,78%.

Для подстанции 3:

ТРДН – 25000/110; U_ВН = 115 кВ; U_НН = 10,5 кВ; Uк%=10,5%;  R = 7.95 Ом; Х = 139Ом;

ΔР_Х = 29 кВт; ΔQ_Х = 200 квар; Ix=0.8%; регулирование напряжения ± 9*1.78%.

Для подстанции 1

Выбираем АТДЦТН – 200000/220; U_ВН = 230В; U_СН = 121 кВ; U_НН = 11 кВ; ΔРх=125кВт;

Р_{КЗ В-Н} = 360 кВт; U_{к ВН-СН} = 11 %; U_{к ВН-НН} = 32 %; U_{к СН-НН} = 20 %; I_х = 0.5 %; ΔQх=1000квар;   Rв=0,39Ом;  Rс=0,2Ом;  Rн=1,15Ом; Xв=30,4Ом;  Xн=54Ом.[2, с.367]

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5. Составление  расчетных схем вариантов

 

Схема замещения имеет  вид, указанный на рисунке 1.2. В схеме замещения, приведенной на рисунке 1.2, выполнено частичное эквивалентирование. Эквивалентирование выполнено для трансформаторов п/ст 1, 2, 3 и для линии L4. В рассматриваемом частном случае эквивалентируемые элементы имеют одинаковые параметры, поэтому расчет эквивалентных параметров чрезвычайно прост.

Ниже приводятся эквивалентные  параметры ЛЭП схемы рисунок 1.2.

Удельные параметры R₀, X₀, b₀ определяем по справочным данным [2,П.1-2,1-3,1-4].

Для радиально-магистральной  сети.

Линия L₃ . При выбранном ранее проводе АС – 70/11 и заданной длине линии 44,4 км с учетом справочных данных определяем:

 

Линия L₂ . При выбранном ранее проводе АС – 120/19 и заданной длине линии 40 км с учетом справочных данных определяем:

ЛинияL₁ . При выбранном ранее проводе АС – 240/32 и заданной длине линии 80,1 км с учетом справочных данных определяем:

Для замкнутой сети.

Линия L₄ . При выбранном ранее проводе АС – 500/27 и заданной длине линии 40,4 км с учетом справочных данных определяем:

Линия L₃ . При выбранном ранее проводе АС – 500/27 и заданной длине линии 44,4 км с учетом справочных данных определяем:

Линия L₂ . При выбранном ранее проводе АС – 500/27 и заданной длине линии 40 км с учетом справочных данных определяем:

Линия L₁ . При выбранном ранее проводе АС – 500/27 и заданной длине линии 80,1 км с учетом справочных данных определяем:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6. Расчет  режима максимальных нагрузок

 

Расчет радиально-магистральной сети

 

Расчет режима мощностей (первый этап)

 

Т.к. линия двухцепная, то значения реактивного и активного  сопротивлений необходимо разделить  пополам.

Нагрузки с учетом потерь мощности в трансформаторах:

Для подстанции 2:

Для подстанции 3:

Определяем потери мощности в линии L₃ от потока S_нагр.3. В конце этой линии протекает мощность S₁₀ = S_нагр.3 = МВА. Номинальное напряжение ЛЭП U_Н = 110 кВ. Емкостная проводимость линии: b = 226,44 мкСм. Зарядная мощность линии L₃:

Мощность в точке 11 с учетом зарядной мощности:

Мощность в точке 12:

Мощность в точке 13 с учетом зарядной мощности:

Определяем потери мощности в линии L₂ от потока S_нагр.2. В конце этой линии протекает мощность S₁₄ = S_нагр.2 = МВА. Номинальное напряжение ЛЭП U_Н = 110 кВ. Емкостная проводимость линии: b = 213мкСм. Зарядная мощность линии L₂:

Мощность в точке 15 с учетом зарядной мощности:

Мощность в точке 16:

Мощность в точке 17 с учетом зарядной мощности:

В сети с шин пункта 5 (среднее  напряжение п/ст 1) поступает мощность, равная сумме мощностей точек 17 и 13:

Расчет потерь мощности в эквивалентном  автотрансформаторе Т1.

Расчет потерь мощности в ветви 19 – 18. По ветви протекает мощность S₁₈. Реактивное сопротивление этой ветви равно нулю. Мощность в точке 19:

Здесь используется номинальное напряжение 220 кВ, поскольку сопротивления автотрансформатора приведены к высшему напряжению.

Расчет потерь мощности в ветви 21 – 20. Мощность в точке 21:

Расчет потерь мощности в ветви 23 – 22. По ветви 23 – 22 протекает сумма двух мощностей: мощность ветви 19 – 18 и мощность ветви 21 – 20. Мощность в точке 22:

Мощность в точке 23 с учетом потерь холостого хода автотрансформатора:

Расчет потерь мощности в эквивалентной линии L₁. В конце линии протекает мощность

 S₂₃ = МВА. Номинальное напряжение ЛЭП U_н = 220 кВ.

Зарядная мощность линии:

Мощность в точке 24 с учетом зарядной мощности:

Мощность в точке 25:

Мощность в точке 26 с учетом зарядной мощности:

 

Расчет режима напряжений (второй этап)

 

При выбранном коэффициенте трансформации напряжение высокой стороны 242 кВ, а низкой 10.5 кВ.

Расчет падения напряжения на эквивалентной  линии L₁.

В точке 25 протекает поток мощностью S₂₅ = МВА. Напряжения в точке 25 равно напряжению 242 кВ:

Напряжение в точке 24:

Таким образом, напряжение в точке  4 на рисунке 2: U₂ = 226,5кВ.

Расчет падения напряжения на эквивалентном  автотрансформаторе Т1.

Падение напряжения на сопротивлении  ветви 23 – 22. Поток мощности в начале сопротивления (без учета потерь холостого хода):

Напряжение в точке 22:

Падение напряжения на сопротивлении  ветви 19 – 18.

Поток мощности в точке 19:

Напряжение в точке 18:

С учетом коэффициента трансформации  напряжение в точке 4 на рис.2:

Падение напряжения на сопротивлении  ветви 21 – 20. Поток мощности в точке 21:

S₂₁ = МВА

Напряжение в точке 20:

С учетом коэффициента трансформации  напряжение в точке 3 на рис.2:

В режиме максимальных нагрузок желаемое напряжение выше номинального на 5 – 10%. Пусть U_ж = 38.5 кВ. Реальное напряжение точке 3 ниже, поэтому необходимо использовать какие-либо средства для регулирования напряжения.

 

Расчет падений напряжений в  радиально-магистральной сети

Падение напряжения на сопротивлении  ветви 12 – 11. В точке 12 протекает поток мощностью S₁₂ = МВА. Напряжение в точке 12 равно напряжению в точке 4

Напряжение в точке 6:

Падение напряжения на сопротивлении  трансформатора Т3:

Напряжение в конце сопротивления трансформатора Т3:

С учетом коэффициента трансформации  реальное напряжение на шинах низкого напряжения трансформатора Т3:

В режиме максимальных нагрузок желаемое напряжение выше номинального на 5%. Пусть U_ж = 10,5кВ. Реальное напряжение ниже, поэтому необходимо использовать какие-либо средства для регулирования напряжения. В данном случае возможно применение регулирования напряжения под нагрузкой. У выбранного трансформатора есть 9 регулировочных ступеней вверх от средней отпайки и 9 регулировочных ступеней вниз. Каждая ступень составляет 1.78% от U_ВН или Таким образом, стандартные напряжения ответвления, в зависимости от номера отпайки, составляют ряд.

115;   112.9;   110.9;  108.8;  106.8;  104.7;  102.7;  100.7;  98.62;  96.58.

Ориентировочное напряжение ответвления:

Подбираем стандартное напряжение ответвления и оцениваем действительное напряжение на стороне низкого напряжения.

Напряжение на стороне  потребителя близко к желаемому.

 

Падение напряжения на сопротивлении ветви 16 – 15. В точке 16 протекает поток мощности S₁₆ = МВА. Напряжение в начале линии равно напряжению в точке 4:

Напряжение в точке 5:

Падение напряжения на сопротивлении трансформатора Т2:

Напряжение в конце  сопротивления трансформатора Т2:

С учетом коэффициента трансформации реальное напряжение на шинах низкого напряжения трансформатора Т2:

В режиме максимальных нагрузок желаемое напряжение выше номинального на 5%. Пусть U_ж = 10.5 кВ. У выбранного трансформатора есть 9 регулировочных ступеней вверх и 9 ступеней вниз. Ряд стандартных напряжений ответвлений совпадает с таковым для трансформатора Т3. Ориентировочное напряжение ответвления:

Выбираем отпайку № 9 (96,58кВ). действительное напряжение на стороне низкого напряжения:

Напряжение на стороне  потребителя близко к желаемому.

 

Расчет замкнутой  сети

 

Расчет режима мощностей (первый этап)

Нагрузки с учетом потерь мощности в трансформаторах с учётом потерь в трансформаторе:

Для подстанции 2:

Для подстанции 3:

Предварительное потокораспределение без учета потерь мощности:

 

Поток S_3-2 можно найти по первому закону Кирхгофа для узла 3:

Поток S_1-2 можно найти по первому закону Кирхгофа для узла 1:

Поток S_1-2 = – S_2-1;  S_2-1 = 27,2 + j15,6МВА.

Определяем  потери мощности в линии L₂ потока S_1-2. В конце этой линии протекает мощность S₁₀ = S_2-1 = 27,2+ j15,6МВА. Номинальное напряжение ЛЭП U_Н = 110 кВ. Емкостная проводимость линии: b = 118,4 мкСм. Зарядная мощность линии L₂:

Мощность в точке 11 с учетом зарядной мощности:

Мощность в точке 12:

Мощность в точке 13 с учетом зарядной мощности:

Определяем  потери мощности в линии L₄ потока S_3-1. В конце этой линии протекает мощность S₁₄ = S_3-1 = МВА. Номинальное напряжение ЛЭП U_Н = 110 кВ. Емкостная проводимость линии: b = 118,8мкСм. Зарядная мощность линии L₄:

Мощность в точке 15 с учетом зарядной мощности:

Мощность в точке 16:

Мощность в точке 17 с учетом зарядной мощности:

Определяем  потери мощности в линии L₃. Номинальное напряжение ЛЭП U_Н = 110 кВ. Емкостная проводимость линии: b = 130,5 мкСм. Зарядная мощность линии L₃:

Мощность в точке 18:

Мощность в точке 19 с учетом зарядной мощности:

Мощность в точке 20:

Мощность в точке 21 с учетом зарядной мощности:

В сети с шин пункта 5 (среднее  напряжение п/ст 1) поступает мощность, равная сумме мощностей точек 21 и 13:

Расчет потерь мощности в эквивалентном автотрансформаторе Т1.

Расчет потерь мощности в ветви 23 – 22. По ветви протекает мощность S₂₂. Реактивное сопротивление этой ветви равно нулю. Мощность в точке 23:

Здесь используется номинальное  напряжение 220 кВ, поскольку сопротивления  автотрансформатора приведены к  высшему напряжению.

Расчет потерь мощности в ветви 25 – 24. Мощность в точке 25:

Расчет потерь мощности в ветви 27 – 26. По ветви 27 – 26 протекает сумма двух мощностей: мощность ветви 23 – 22 и мощность ветви 25 – 24. Мощность в точке 26: