2. Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанции

Дата: 2025-06-02; Просмотры: 11

Оценка:

0.00 из 5.00 — оценок

Скачиваний: 0

Скачать

Число трансформаторов на подстанциях определяется категорией потребителей. При наличии потребителей 1 и 2 категории, согласно ПУЭ требуется установка не менее двух независимых источников питания, в качестве которых могут служить отдельные трансформаторы , подключенные к своей линии. Если же все потребители подстанции относятся к 3 категории , то возможна установка одного трансформатора, т.е. 1 источника питания при условии, что в течение суток можно обеспечить замену сгоревшего оборудования.

Предполагается, что в энергосистеме имеется резерв трансформаторов необходимых типов, а также удовлетворительные подъездные пути к подстанции потребителей в любое время года.

Номинальная мощность трансформаторов подстанции должна обеспечить экономически целесообразную загрузку в нормальном режиме в пределах от 0,6-0,7. В аварийном режиме оставшийся в работе трансформатор должен обеспечивать потребителей 1 и 2 категорий с учетом дополнительной аварийной перегрузки, которая согласно ПУЭ может достигать 40%.В дальнейшем считается, что графики нагрузок потребителей удовлетворяют последнему условию. Номинальная мощность трансформатора выбирается по следующим условиям:

Номинальный режим:

(2.1)

Где n- число трансформаторов на i-ой подстанции;

- экономически целесообразный коэффициент загрузки трансформаторов (0,6-0,8)

Аварийный режим:

Где - суммарная максимальная нагрузка потребителей 1 и 2 категорий, подключенных к i-ой подстанции (МВА);

- коэффициент загрузки трансформаторов в аварийном режиме, принимается равным =1,4.

Из двух получившихся значений выбирается наибольшее значение, которое округляется до ближайшего стандартного , после чего уточняются реальные коэффициенты загрузки трансформаторов в рассматриваемых режимах и сравниваются с допустимыми значениями.

(2.3)

Реальный и допустимый коэффициент загрузки трансформаторов в аварийном режиме при сохранении питания потребителей 1 и 2 категорий:

(2.4)

Реальный и допустимый коэффициент загрузки трансформаторов в аварийном режиме при сохранении питания потребителей всех категорий:

4 (2.5)

Использовав данные таблицы 1.2. , а также данные задания и принятые допущения, определяем число и мощность трансформаторов для 1-ой подстанции:

S_max1=29,47 МВА

Состав потребителей:I - 10%; II-20%;III-70%.

В связи с тем, что на данной подстанции имеются потребители 1-2 категории предусматривается установка двух трансформаторов. Наименьшая мощность трансформаторов для нормального режима определяется по формуле:

В аварийном режиме будет работать только один трансформатор:

По полученным данным выбираем трансформатор мощностью 25 МВА.

Реальный коэффициент загрузки трансформатора в нормальном режиме по формуле:

.

Из полученных данных k_з делаем вывод, что трансформатор обеспечивает экономический режим работы в нормальных условиях.

Аналогично рассчитаем для остальных подстанций, а данные занесем в таблицу 2.1.

Для второй подстанции: I-0%; II-0%; III-100%.

В связи с тем, что на данной подстанции нет потребителей 1 и 2 категории, предусматривается установка одного трансформатора. Наименьшая мощность трансформатора для нормального режима определяется по формуле:

По полученным данным выбираем трансформатор мощностью 25 МВА.

Для третьей подстанции: I-0%; II-20%; III-80%.

В номинальном режиме:

В аварийном режиме:

По полученным данным выбираем трансформатор мощностью 35 МВА

Коэффициент загрузки:

Для четвертой подстанции: I-0%; II-100%; III-0%.

В номинальном режиме:

В аварийном режиме:

По полученным данным выбираем трансформатор мощностью 45 МВА

Коэффициент загрузки:

Для пятой подстанции: I-0%; II-50%; III-50%.

В номинальном режиме:

В аварийном режиме:

По полученным данным выбираем трансформатор мощностью 25 МВА

Коэффициент загрузки:

Таблица 2.1.

Число и мощность трансформаторов

3. РАЗРАБОТКА ВАРИАНТОВ СХЕМ СЕТИ

В задание на курсовое проектирование приведено географическое расположение РЭС и местоположения нагрузок. При выборе вариантов схем электроснабжения и номинального напряжения предполагается, что на РЭС имеются все необходимые напряжения (35кВ, 110 кВ, 220 кВ).

По данным таблицы 2.1. и географическому изображению предварительно выбирается 5 вариантов схем: радиальная, кольцевая и комбинация из радиальной и кольцевой, т.е. смешанная схема. Выбор номинального напряжения производится исходя из протяженности линии и нагрузки на одну цепь, пользуясь данными [2, с.9].

При этом, для кольцевой схемы за расчетную длину и расчетную нагрузку принимается половина длины всей линии и половина суммы всех нагрузок, подключенных к линии.

Из предварительно отобранных 6 вариантов производится отбор 3 вариантов по критериям:

1. Минимум расхода высоковольтных выключателей;

2. Минимум суммарной длины линий, составляющих сеть;

3. Комбинация из выше перечисленных факторов

Учитывая, что сравниваемые варианты могут иметь разные номинальные напряжения, предполагается использовать выравнивающие коэффициенты: на 35 кВ-1; на 110 кВ -2; на 220 кВ -3. При определении длины двухцепных линий вводится выравнивающий коэффициент 1,5.

3.1.Вариант №1. Радиальная схема электроснабжения

Линия Л1: радиальная двухцепная длиной l= 40 км,

нагрузка на одну цепь S_max1=14,735 МВА;

Принимаем номинальное напряжение U_ном=110 кВ.

Условное число выключателей: N₁^’=2*2=4 шт.

Условная длина линии: l^΄₁=120 км.

Линия Л2: радиальная одноцепная длиной l=55км,

нагрузка на одну цепь S_max1=13,68 МВА;

Принимаем номинальное напряжение U_ном=110кВ.

Условное число выключателей: N₁^’=1*2=2шт.

Условная длина линии: l^΄₁=110 км.

Линия Л3: радиальная двухцепная длиной l=45км,

нагрузка на одну цепь S_max1=23,155 МВА;

Принимаем номинальное напряжение U_ном=110 кВ.

Условное число выключателей: N₁^’=2*2=4 шт.

Условная длина линии: l^΄₁=135 км.

Линия Л4: радиальная двухцепная длиной l=50км,

нагрузка на одну цепь S_max1=26,315 МВА;

Принимаем номинальное напряжение U_ном=110 кВ.

Условное число выключателей: N₁^’=2*2=4 шт.

Условная длина линии: l^΄₁=150 км.

Линия Л5: радиальная двухцепная длиной l=55км,

нагрузка на одну цепь S_max1=16,3 МВА;

Принимаем номинальное напряжение U_ном=110кВ.

Условное число выключателей: N₁^’=2*2=4 шт.

Условная длина линии: l^΄₁=165 км.

Итого:N_усл=18шт; l_усл=680 км

3.2. Вариант №2. Кольцевая схема электроснабжения

Линия Л1-Л6: кольцевая длиной l= 310 км,

общая нагрузка S_max1=177,35 МВА;

расчетная длина линии l=155 км

расчетная нагрузка линии 177,35/2=80,675

Принимаем номинальное напряжение U_ном=220 кВ

Условное число выключателей: N₁^’=6*3=18шт.

Условная длина линии: l^΄₁=170*3=510 км.

3.3. Вариант №3. Смешанная схема электроснабжения

Линия Л1: радиальная двухцепная длиной l=40 км,

нагрузка на одну цепь S_max1=14,735 МВА;

Принимаем номинальное напряжение U_ном=110 кВ.

Условное число выключателей: N₁^’=2*2=4шт.

Условная длина линии: l^΄₁=120 км.

Линия Л2-Л5: кольцевая линия длиной l=175км,

нагрузка на одну цепь S_max1=143,22 МВА;

Принимаем номинальное напряжение U_ном=220 кВ.

Расчетная нагрузка линии 143,22/2=71,61 МВА

Расчетная длина линии 175/2=87,5 км

Условное число выключателей: N₁^’=4*3=12 шт.

Условная длина линии: l^΄₁=175*3=525км.

Линия Л6: радиальная двухцепная длиной l=55 км,

нагрузка на одну цепь S_max1=16,35 МВА;

Принимаем номинальное напряжение U_ном=110 кВ.

Условное число выключателей: N₁^’=2*2=4шт.

Условная длина линии: l^΄₁=165 км.

Итого:N_усл=20шт; l_усл=870 км

3.4. Вариант №4. Смешанная схема электроснабжения

Линия Л1-Л3: Кольцевая линия длиной l= 165 км,

Общая нагрузка S_max1=43,75 МВА;

расчетная длина линии 165/2=82,5

расчетная нагрузка линии 43,75/2=21,89

Принимаем номинальное напряжение U_ном=220 кВ.

Условное число выключателей: N₁^’=3*3=9 шт.

Условная длина линии: l^΄₁=945 км.

Линия Л4-Л7: радиальная двухцепная длиной l=190 км,

Общая нагрузка S_max1=13,15 МВА;

Расчетная длина линии 190/2=95

Расчетная нагрузка линии 131,54/2=65,77

Принимаем номинальное напряжение U_ном=220кВ.

Условное число выключателей: N₁^’=4*3=12 шт.

Условная длина линии: l^΄₁=570 км.

Итого:N_усл=21 шт; l_усл=1065 км

3.5. Вариант №5. Радиальная схема электроснабжения

Линия Л1: радиальная двухцепная длиной l= 40 км,

нагрузка на одну цепь S_max1=14,735 МВА;

Принимаем номинальное напряжение U_ном=110 кВ.

Условное число выключателей: N₁^’=2*2=4 шт.

Условная длина линии: l^΄₁=120 км.

Линия Л2: радиальная одноцепная длиной l= 55 км,

нагрузка на одну цепь S_max1=13,15 МВА;

Принимаем номинальное напряжение U_ном=110кВ.

Условное число выключателей: N₁^’=1*2=2 шт.

Условная длина линии: l^΄₁=110 км.

Линия Л3-Л6: радиальная двухцепная длиной l=190 км,

Общая нагрузка S_max1=13,15 МВА;

Расчетная длина линии 190/2=95

Расчетная нагрузка линии 131,54/2=65,77

Принимаем номинальное напряжение U_ном=220кВ.

Условное число выключателей: N₁^’=4*3=12 шт.

Условная длина линии: l^΄₁=570 км.

Итого:N_усл=18 шт; l_усл=800 км

3.6. Предварительный выбор вариантов схемы электроснабжения по минимальному расходу оборудования

Таблица 3.1.

Руководствуясь выше перечисленными критериями, для дальнейшего рассмотрения отбираем варианты № 1,3 и 5.

Рис. 3.1. (вариант №1.радиальная схема электроснабжения)

Рис. 3.2. (вариант №2.кольцевая схема электроснабжения)

Рис. 3.3. (вариант №3.смешанная схема электроснабжения)

Рис. 3.4. (вариант №4.смешанная схема электроснабжения)

Рис. 3.5. (вариант №5.смешанная схема электроснабжения)

4. ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОЙ СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

В данном разделе производится выбор сечения проводов ЛЭП, а также определение потерь электрической энергии в линиях и трансформаторах для отобранных вариантов.

Сечение проводов i-ой линии определятся согласно [1] следующим выражением:

(4.1)

Где -максимальная мощность, передаваемая по i-ой линии (кВА);

- номинальное напряжение i-ой линии (кВ);

- число цепей i-ой линии;

- экономическая плотность тока, зависящая от продолжительности использования максимальной нагрузки Т_max (А/мм²);

Т_max=5600ч. и используя для выполнения линий провода марки АС, принимаем

= 1 А/мм² (согласно [1.c. 41]).

Рассчитанное по формуле (4.1.) сечение округляется до ближайшего меньшего стандартного значения. Сечение проводов проверяется по допустимому нагреву в форсированном режиме (при отключении одной из цепей двухцепной линии или выходе из строя наиболее загруженной линии) по условиям исключения коронирования проводов.

Корона будет отсутствовать, если выбранное сечение будет не менее АС- 70 для 110 кВ и АС-240 для 220 кВ. По условиям предельной механической нагрузки на опоры верхний предел сечений не должен превышать: АС-150 для 35кВ, АСО-300 для 110кВ, АС0-500 для 220кВ. Проверка по допустимому току для выбранного сечения провода по выражению:

(4.2)

(4.3)

Где - ток послеаварийного режима режима (А);

– допустимый ток для выбранного сечения провода i-ой линии (А);

Далее выбирается тип опор исходя из допущений:

1. Деревянные опоры применяются на 35кВ с проводами для АС-95 и на 110кВ до АС-150;

2. Железобетонные одноцепные опоры применяются для всех напряжений при проводах сечением более АС-150;

3. Железобетонные двухцепные опоры применяются для напряжений 35-110кВ;

4. Металлические опоры во всех случаях, где невозможно применение железобетонных опор.

Для окончательного выбора номинального напряжения необходимо оценить уровни потерь напряжения в сети. Согласно [2. с.], вариант считается пригодным для дальнейшего рассмотрения , если наибольшие потери напряжения будут лежать в пределах 1,5-15% в нормальном режиме и 20% в послеаварийном режимах сети. Потери напряжения для i- линии определяются:

(4.4)

Где активная и реактивная мощности, протекающие по линии;

r0 и х0 –активные и индуктивные погонные сопротивления линий.

Потери мощности будут равны:

(4.5)

Потери мощности в трансформаторах подстанций складываются из потерь в стали (магнитопроводе) и потерь в меди( потерь в обмотке) трансформатора, согласно [3]:

(4.6)

(4.7)

(4.8)

Где - число трансформаторов на i-ой подстанции;

, - соответственно потери холостого хода и тока короткого замыкания для трансформаторов -ой подстанции (кВт);

4.1. Расчет радиальной схемы электроснабжения. Вариант №1

Паспортные данные трансформаторов на подстанциях данного варианта:

Таблица 4.1

Паспортные данные трансформаторов

№	Sт.ном	Число и тип трансформатора	, кВт	кВт	Uk, %	Iх, %
1	32	2хТРДН-32000/110	44	145	10,5	0,75	88	96,1
2	25	ТРДН-25000/110	36	120	10,5	0,8	36	27,6
3	32	2хТРДН-32000/110	44	145	10,5	0,75	88	119
4	32	2хТРДН-40000/110	52	175	10,5	0,7	104	1607,8
5	40	2хТРДН-32000/110	44	145	10,5	0,7	88	113,3

Линия Л1: =15,78 МВА, =35 км, U_ном=110кВ

Принимаем провод АС-70 (x₀=0,44 Ом/км, r₀=0,45 Ом/км,

Ом/км, I_доп=265 А), монтируем на железобетонных двухцепных опорах

5,6%<15%

Все условия выполняются. Окончательно принимаем U_ном=110кВ. выбираем трансформатор ТРДН-32000/110.

5600/10^4)^2

Линия Л2:

Принимаем провод АС-70 (x₀=0,444 Ом/км, r₀=0,45 Ом/км), монтируем на железобетонных одноцепных опорах

4,4%<15%

Все условия выполняются. Окончательно принимаем U_ном=110кВ. выбираем трансформатор ТРДН-25000/110.

5600/10^4)^2

Линия Л3:

Принимаем провод АС-120 (x₀=0,42 Ом/км, r₀=0,27 Ом/км), монтируем на железобетонных одноцепных опорах

9,5%<20%

Все условия выполняются. Окончательно принимаем U_ном=110кВ. выбираем трансформатор ТРДН-32000/110.

5600/10^4)^2

Линия Л4:

Принимаем провод АС-120 (x₀=0,42 Ом/км, r₀=0,27 Ом/км), монтируем на железобетонных двухцепных опорах

6%<15%

Все условия выполняются. Окончательно принимаем U_ном=110кВ. выбираем трансформатор ТРДН-40000/110.

5600/10^4)^2

Линия Л5:

Принимаем провод АС-150 (x₀=0,42 Ом/км, r₀=0,21 Ом/км), монтируем на железобетонных одноцепных опорах

3,7%<15%

Все условия выполняются. Окончательно принимаем U_ном=110кВ. выбираем трансформатор ТРДН-32000/110.

5600/10^4)^2

4.2 Расчет смешанной схемы электроснабжения. Вариант №3

Паспортные данные трансформаторов на подстанциях данного варианта:

Таблица 4.2

Паспортные данные трансформаторов

№	Sт.ном	Число и тип трансформатора	, кВт	кВт	Uk, %	Iх, %
1	32	2хТРДН-32000/110	44	145	10,5	0,75	88	96,1
2	25	ТРДН-25000/110	36	120	10,5	0,8	36	27,6
3	32	2хТРДН-32000/110	44	145	10,5	0,75	88	119
4	32	2хТРДН-40000/110	52	175	10,5	0,7	104	1607,8
5	40	2хТРДН-32000/110	44	145	10,5	0,7	88	113,3

Линия Л1: =15,78 МВА, =35 км, U_ном=110кВ

Принимаем провод АС-70 (x₀=0,44 Ом/км, r₀=0,45 Ом/км,

Ом/км, I_доп=265 А), монтируем на железобетонных двухцепных опорах

5,6%<15%

Все условия выполняются. Окончательно принимаем U_ном=110кВ. выбираем трансформатор ТРДН-32000/110.

5600/10^4)^2

Линия Л2-Л5

Линия является однородной, то есть её участки выполнены проводом одинакового сечения, при этом его сечение определяется по наиболее загруженному участку, и проверяется по допустимому нагреву в послеаварийном режиме при отключении одного из участков питания.

=

=58,05 МВА

Принимаем провод АС-240 (x₀=0,413 Ом/км, r₀=0,131 Ом/км,

Ом/км,), монтируем на железобетонных двухцепных опорах

= 46,65+j35,59

=

=

Линия Л6

Принимаем провод АС-150 (x₀=0,42 Ом/км, r₀=0,21 Ом/км), монтируем на железобетонных одноцепных опорах

3,7%<15%

Все условия выполняются. Окончательно принимаем U_ном=110кВ. выбираем трансформатор ТРДН-32000/110.

5600/10^4)^2

4.4. Выбор оптимального варианта методом ежегодных приведенных затрат

Экономическим критерием, по которому определяется наиболее выгодный вариант, является минимум приведенных затрат. В соответствии с теорией получим:

(4.9)

Где: единовременные капитальные затраты в сооруженную сеть (тыс.руб.)

ежегодные эксплуатационные издержки (тыс.руб.)

нормативный коэффициент эффективности капиталовложений (P_н=0,15)

математическое ожидание ущерба из – за недостатка электроэнергии. Примем, что рассмотренные нами варианты обладают равной надежностью, поэтому )мы не учитываем.

Единовременные капитальные затраты рассчитываются в соответствии с формулой:

(4.10)

Где: – стоимость трансформаторов (тыс.руб.)

– стоимость линий (тыс.руб.)

– стоимость ячеек с коммутационным оборудованием (тыс.руб.)

– стоимость установленной мощности на РЭС

(4.11)

Где К_р – коэффициент резерва, принимается равным 1,2;

К_о – коэффициент участия в максимуме нагрузок, равный 0,9;

суммарные наибольшие потери основной мощности в сети (кВт).

В – стоимость 1 кВт мощности, согласно заданию В=4000 руб.

Эксплуатационные издержки складываются из годовых отчислений на амортизацию, обслуживание и ремонт сети (U_а) и стоимость потерянной электрической энергии за год (U_э).

U= U_а+ U_э (4.12)

Стоимость потерянной электроэнергии:

(4.13)

Где b₀ – стоимость 1 кВт ч электроэнергии, согласно заданию b₀=4,1 руб;

ΔА_год – годовые потери электроэнергии:

(4.14)

Где суммарные потери мощности в стали трансформаторов;

время максимальных потерь, которые рассчитываются по формуле:

(4.15)

Где Т_max=5600ч, отсюда:

ΔА_год по формуле:

(4.16)

Где число трансформаторов на подстанции;

Годовые отчисления на амортизацию , обслуживание и ремонт находим по формуле:

(4.17)

Где К – капитальные затраты по соответствующему виду оборудования;

% - норма отчислений (по справочным данным).

По вышеперечисленной методике проводим расчет ежегодных затрат для варианта № 1 радиальной схемы:

тыс.руб.

U= 552,78+ =274 815,67 тыс.руб.

Аналогичные расчеты проводим для вариантов № 4, а результаты расчетов заносим в таблицу 4.3.

Таблица 4.3

	КТР	КВЛ	ККО	КЭС			U	З
Вариант №1		1395500	94000	7646400	552,78	274262,89	274815,67	14539907,35
Вариант №3		1458500	971000	7815200	580,23	285831,26	291473,21	14725836,31
Вариант №5

Выбираем вариант № 3.