Выбор типа трансформаторов.

В случае установки п трансформаторов расчёт мощности каждого из них выполняется по формуле:

 

 (5)

 

где S_мах – расчетная нагрузка ТП в режиме наибольшего потока мощности через обмотки трансформаторов;

n – количество трансформаторов ТП;

1,4 – коэффициент, учитывающий перегрузки трансформатора в аварийном режиме, поскольку трансформатор может работать с перегрузкой 40%, но не более 6 часов

В случае выхода из строя одного из трансформаторов остальные обеспечат работу подстанции с указанной перегрузкой.

 

(МВА); (МВА);

(МВА); (МВА)

 

Условие выбора трансформатора по значению его мощности:

По таблицам 5.17 и 5.18 стр.212 - 214 из [2] выбираем для:

пунктов 1, 3 и 4 два трехфазных трехобмоточных трансформатора марки ТДТН 40000/220;

пункта 2 один трехфазный двухобмоточный трансформатор марки ТРДН 63000/220;

Технические данные всех трансформаторов сводим в таблицу №1

 

Таблица №1

пункт	Тип трансформатора	Пределы регулирования	UH кВ			Pк Вт	Рх Вт	Iх %	Uк %
			BH	CH	HH				BH	BC	CH
134	ТДТН 40000/220	12*1%	230	38,5	6,6 11	220	55	1,1	22	12,5	9,5
2	ТРДН 63000/220	8*1,5%	230	-	6,6	300	82	0,8	12	-	-

Вычисляем коэффициенты запаса в нормальном режиме работы ПС:

 

 (6)

и коэффициенты перегрузки а аварийном режиме:

 

 (7)

где: S_max - суммарная полная мощность ПС в максимальном режиме МВА,

S _н - номинальная мощность трансформатора по справочнику МВА,

n - кол - во трансформаторов на ПС.

Результаты расчетов и выбора трансформаторов заносим в таблицу 2.

 

Таблица 2. Заданные нагрузки и выбранные трансформаторы

Наименование характеристик и обозначение величин	Числовые значения по подстанциям
	ПС 1	ПС 2	ПС 3	ПС 4
1. SР, МВт	43	39	53	36
2. SQ, Мвар	27,04	25,19	29,32	23,09
3. SS, МВ А	50,8	46,43	56	42,77
4. Тип трансформатора	ТДТН-40000/220	ТРДН-63000/220	ТДТН-40000/220	ТДТН-40000/220
5. Sн, МВ А	40	63	40	40
6. UВН, кВ	230	230	230	230
7. UСН, кВ	38,5	-	38,5	38,5
8. UНН, кВ	11	6,6/6,6	6,6	11
9. UКВС, %	12,5	-	12,5	12,5
10. UКВН, %	22	12	22	22
11. UКСН, %	9,5	-	9,5	9,5
12. DРК, кВт	220	300	220	220
13. DРХ, кВт	55	82	55	55
14. Iх., %	1,1	0,8	1,1	1,1
15. пределы регулирования РПН	± 12х 1 %	± 8 х 1,5 %	± 12х 1 %	± 12х 1 %
16. Кз,норм	0,64	0,74	0,7	0,54
17. Кз,авар	1,27	-	1,4	1,07

 

1.2 Составление вариантов схем сети. Электрический расчёт варианта сети при максимальных нагрузках

Исходные положения

Этим разделом проектирования выполняется ориентировочный экономический просчёт нескольких (4 - 5) вариантов электрической сети, из которых наиболее экономически выгодный, подлежит более детальному расчёту.

Составим схемы сети:

 

Описание вариантов. Выбор варианта.

Основанием для ориентировочного расчёта являются расстояния между заданными пунктами. При этом составляются схемы всех точек в единую сеть с тем, что бы протяжённость ВЛ была наименьшей.

Все намеченные варианты имеют одинаковое количество трансформаторов на каждой из подстанций. Схемы могут различаться суммарной длиной ВЛ и числом цепей, а так же количеством выключателей в пунктах. При расчёте условно принято, что на каждом ответвлении от пункта потребления установлено по одной ячейке с воздушными выключателями. В пункте «А» ячейки не учитываются, т.к. во всех схемах из «А» отходит по две цепи.

Варианты схем сравниваются по суммарной стоимости ЛЭП и ячеек. Расчёт выполняется в условных единицах стоимости (оес).

За основание к вычислению оес принимается стоимость сооружения одноцепной ЛЭП (С_о), которую считаем равной 1 оес. Стоимость двухцепной (С_д) и стоимость ячейки с выключателями (С_я) вычисляем согласно выражениям:

 

 (оес) (8)

 (оес) (9)

Так как, согласно картам районирования территории РФ из ПУЭ сеть проектируется для III района по ветровым нагрузкам и II по гололеду, то согласно табл. 7.5 стр. 282 из (2) находим стоимость сооружения одного километра стальных одноцепных ВЛ 54 тыс. руб./км.; двухцепных 88 тыс.руб./км.; и табл. 7.16 стр. 293 из (2) стоимость ячеек 190 тыс. руб.

Сравнение вариантов выполняем после соответствующих расчетов, которые заносим в таблицу 3:

 

Таблица №3

№ вар.	Одноцепные ВЛ		Двухцепные ВЛ		Ячейки		Общая стоимость о.е.с.
	Длина км	Стоимость о.е.с.	Длина км	Стоимость о.е.с.	Кол - во шт	Стоимость о.е.с.
I	190	190	66	107,58	10	35,2	332,78
II	258	258	-	-	8	28,16	286,16
III	30	30	162	264,06	12	42,24	336,3
IV	228	228	38	61,94	10	35,2	325,14

 

Из таблицы видно, что наиболее выгодным является II вариант.

Предварительный электрический расчёт варианта II.

Все расчёты выполняем по заданию для максимального режима. Целью этого расчёта является:

1. вычисление потоков мощности по участкам ЛЭП,

2. вычисление токов,

3. значений Тмах и экономического сечения, выбор проводов и опор,

4. вычисление параметров каждого участка ЛЭП

5. проверка выбранных проводов в послеаварийном режиме.

Составляем схему для варианта II - «кольцо с ответвлением» и вычисляем потоки мощностей по участкам схемы. Электрический расчет в данном случае выполняется после преобразования кольца в схему с двухсторонним питанием, «разрезав» кольцо по пункту «А».Мощность S, Р и Q представляем в МВА, МВт, Мвар, длину участков в км.

Так как энергия поступает с двух сторон, производим расчет моментов активной и реактивной мощности. При этом, если мы определяем поток мощности вытекающий из т. А’, то рассчитываем момент нагрузки относительно т. А.

Произведем расчет моментов активной и реактивной нагрузки относительно точки А:

 

 (10)

 (11)

 

Вычисляем поток, вытекающий из т. А’:

 (12)

 (13)

 

где: L - длина всей линии в км;

M_{p А}, M_{q А} - активный и реактивный моменты мощности.

Чертим схему, «разрезав» кольцо по точке А:

 

 

Производим расчет моментов активной и реактивной нагрузки относительно точки А:

 (МВт км)

 (Мвар км)

 

Вычисляем активную и реактивную мощность противоположного участка 2-А'.

 

 (МВт);  (Мвар)

 

Вычисляем потоки мощностей на последующих участках, пользуясь законом Кирхгофа, который можно применить к каждой узловой точке схемы.

 

2

 

Произведем расчет моментов активной и реактивной нагрузки относительно точки А', и таким образом проверим схему на баланс мощностей.

 

 (МВт км)

Вычисляем активную и реактивную мощности участка А-1:

 

 (МВт),  (Мвар)

 

Т.е. баланс мощности сошёлся.

Вычисляем токи участков схемы:

 

 (14)

 

где: S - полная мощность, протекающая по участку линии, МВА

U -номинальное напряжение линии, кВ

 

 (А);

 

Остальные участки рассчитываются аналогично, результаты расчётов сводим в таблицу № 4.

Вычисляем время максимальных нагрузок по участкам линии. Расчетная формула имеет вид:

 

 (15)

 

так как п. 4 является точкой раздела потока, то Т_мах,1-4 = Т_мах,4-3 = Т_мах,4 = 4900 (ч)

 

 (ч);

 

Результаты аналогичных расчётов сводим в таблицу №4.

Определяем сечение проводов по экономической плотности тока по участкам линии.

 

 (16)

где: F _эк - экономическое сечение провода, мм²; I - ток участка, А; J _эк - экономическая плотность тока, А/мм².

Экономическая плотность тока J _эк принята применительно к голым сталеалюминевым проводам и для заданного значения T_max.

Согласно таблице 1.3.29, стр. 34 ПУЭ: при Т_мах > 5000 ч; J _эк = 1 А/мм²,

Т_мах = (3000 - 5000) ч; J _эк = 1,1 А/мм²,

 (мм²);

 

Результаты аналогичных расчётов сводим в таблицу №4.

Согласно ПУЭ табл. 2.56 стр.227 по условию короны минимальное сечение для ВЛ 220 кВ соответствует сталеалюминевым проводам марки АС 240/32 с I _доп = 605 A.

По ПУЭ выбираем сталеалюминевые провода соответствующих марок, допускается занижать сечение на 15% от значения F _эк.

Результаты выбора сводим в таблицу №4.

Выбор опор определяется сечением проводов, зоной по ветровым нагрузкам и по гололеду, а так же количеством цепей на опоре.

Согласно картам районирования территории РФ из ПУЭ сеть проектируется для III района по ветровым нагрузкам и II по гололеду, поэтому по таблице «Унифицированные стальные опоры 220 кВ» для выбранных проводов выбираем опору П220-3 - промежуточная одноцепная свободностоящая (рис. 15).

Опора имеет расчетные пролеты: габаритный - 490 м, ветровой – 520 м, весовой – 615 м. На ровных участках местности из всех указанных значений пролетов следует выбрать наименьший, то есть габаритный 490 м.

Вычисление параметров каждого из участков ЛЭП:

Параметрами ЛЭП являются:

1. активное сопротивление проводов

2. индуктивное сопротивление

3. емкостная проводимость и, вычисленная на ее основе, зарядная мощность Q

4. активная проводимость

Из этих четырех параметров не вычисляется активная проводимость, которая в основном зависит от короны и не поддается учету.

Активное сопротивление зависит от материала провода, сечения и длины участка ЛЭП. Рассчитываем активное сопротивление участков:

 

, (17)

 

 - удельное сопротивление 1 км, (18)

l – длина участка, F – сечение алюминиевой части провода, мм².

 

 (Ом/км),  (Ом).

Результаты аналогичных расчётов сводим в таблицу №4.

 

 

При вычислении активного сопротивления R сталеалюминевых проводов стальная часть провода в расчет не принимается. Выяснить сопротивление одного километра можно не только выше приведенным расчетом, но и по справочным таблицам.

Индуктивное сопротивление определяется материалом проводника, диаметром провода и расстоянием между проводами различных фаз на опоре.

Рассчитаем индуктивное сопротивление участков:

, (19)

– удельное сопротивление 1 км. (20)

– среднее геометрическое расстояние между проводами, м (21)

– физический радиус провода, мм (22)

F_al , F_Fe – сечения алюминиевой и стальной частей провода, мм;

1,1 – коэффициент, учитывающий пустоты в проводах.

 

,  (м)

;  (м)

;  (м)

 (мм)

 (мм);

 (Ом/км),  (Ом)

 

Результаты аналогичных расчётов сводим в таблицу №4.

Емкостная проводимость - В так же зависит материала проводов, диаметра провода и от расстояния между проводами различных фаз на одной опоре.

Вычисляем емкостную проводимость:

 

 (23)

 - удельная проводимость, Ом^-1/км; (24)

 (Ом^-1/км),  (Ом^-1)

 

Вычисляем зарядную мощность по участкам:

 

 (25)

 

где: U - номинальное напряжение линии, кВ

 

 (Мвар)

 

Результаты всех вычислений сводим в таблицу №4.

 

Таблица № 4

величина/параметр	участок линии
	А - 1	1 - 2	1 - 4	4 - 3	3 - А
длина, км	66	30	54	38	70
поток мощности, МВА	91,59+j57,05	39 + j25,19	9,59 + j4,82	26,41+j18,27	79,41+j47,59
ток, А	283,2	121,8	28,2	84,3	242,96
Тмах, ч	5360	4500	4900	4900	6112
F эк, мм2	283,2	110,7	25,6	76,6	242,96
выбранный провод	АС 300/39 I доп = 690 A	АС 240/32 I доп = 605 A	АС 240/32 I доп = 605 A	АС 240/32 I доп = 605 A	АС 240/32 I доп = 605 A
удельное активное сопротивление 1 км Ом/км	0,105	0,13	0,13	0,13	0,13
активное сопротивление, Ом	6,93	3,9	7,02	4,94	9,1
физический радиус провода, мм	11,43	10,24	10,24	10,24	10,24
удельное индуктивное сопротивление 1 км Ом/км	0,432	0,44	0,44	0,44	0,44
индуктивное сопротивление, Ом	28,5	13,2	23,76	16,72	30,8
удельная емкостная проводимость Ом - 1/км	2,62×10-6	2,58×10-6	2,58×10-6	2,58×10-6	2,58×10-6
емкостная проводимость, Ом - 1	173,1×10-6	77,4×10-6	139,32×10-6	98,04×10-6	180,6×10-6
зарядная мощность, Мвар	8,38	3,75	6,74	4,75	8,74

 

Проверка выбранных проводов в послеаварийном режиме:

При этом просчитываем отключение одного из участков сети, примыкающих к пункту А. Наиболее сложным, по последствиям аварии, будет отключение того из двух примыкающих к точке А участков, у которого сечение проводов больше. В этом случае по оставшемуся участку сети с меньшим сечением пройдет вся нагрузка сети.

Ранее выбранные повода должны удовлетворять условию: I _па ≤ I _доп

Составляем новую расчетную схему, на которой показываем все потоки мощностей в послеаварийном режиме.

 

Вычисляем токи по участкам в послеаварийном режиме по формуле 14.

 (А) проходит, т.к. 526,1 ≤ 605 А.

I _3-4 = 367 A, I _4-1 =255,1 А.

 

А так же должны проходить по допустимой потере напряжения:

 

 (26)

где: Р, Q - активные и реактивные мощности, проходящие по участкам, МВт и Мвар

U - номинальное напряжение линии. кВ

R , X - активные и индуктивные сопротивления по участкам линии, Ом.

Падение напряжения не должно превышать пределов регулирования РПН трансформаторов самого удаленного пункта потребления. Если же падение напряжения окажется больше, чем возможность регулирования, то это не может быть причиной для перевыбора проводов. В этом случае следует рассмотреть вопрос дополнительных средств регулирования напряжения с неизбежными дополнительными расходами на сооружение сети.

Реактивную мощность берем с учетом зарядной мощности.

Вывод: требуются дополнительные средства регулирования напряжения, так как выбранные для пункта 1 трансформаторы могут регулировать напряжение только в пределах ± 12%.

Принимаю решение установить на одной из ПС батарею статических конденсаторов.

Допустимая потеря напряжения 12% или

Потери напряжения по участкам:

 

 

Очевидно, что у нагрузки 3 уровень напряжения находиться в допустимом пределе, а у нагрузки 4 потеря напряжения составляет 20,5 + 8,01 = 28,51 кВ. Следовательно, целесообразно установить в конце участка 3-4, т.е. на ПС 4 батарею статических конденсаторов.

Определим необходимую мощность конденсаторов:

 

 (27)

, откуда

 

Выбираю по таблице 5.32 стр. 231 из (2) батарею с конденсаторами типа КС2-1,05-60 на установленную мощность 3 х 17,3 Мвар на напряжение 35 кВ, т.е. в пункте 4 появляется емкостная мощность 51,9 Мвар.

Сведем в схему:

 

Тогда новое распределение мощности по линии:

 

 

Реактивную мощность берем с учетом зарядной мощности

что допустимо.

Составление вариантов схем трансформаторных подстанций

Основные требования к главным схемам электрических соединений:

схема должна обеспечивать надежное питание присоединенных потребителей в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах, в соответствии с категорией нагрузки, с учетом наличия или отсутствия независимых резервных источников питания;

схема должна обеспечивать надежность транзита мощности через подстанцию в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах, в соответствии с его значением для рассматриваемого участка сети;

схема должна быть по возможности простой, наглядной, экономичной и обеспечивать средствами автоматики восстановление питания потребителей в послеаварийной ситуации без вмешательства персонала;

схема должна допускать поэтапное развитие РУ с переходом от одного этапа к другому, без значительных работ по реконструкции и перерывов в питании потребителей;

число одновременно срабатывающих выключателей в пределах одного РУ должно быть не более двух при повреждении линии и не более четырех при повреждении трансформатора.

Выбираю схему:

Для пунктов 1, 3, 4: Одна секционированная система шин с обходной с совмещённым секционным и обходным выключателями, рис. 21.

Для пункта 2: Блок (линия трансформатор) с отделителем, рис. 22.