5 Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанциях

На подстанциях, питающих потребителей 1-й и 2-й категорий, для бесперебойности электроснабжения число трансформаторов должно быть не меньше двух. Мощность трансформаторов рекомендуется выбирать из условия всей нагрузки потребителей при выходе из работы одного трансформатора и с учётом допустимой перегрузки до 40 %:

Sт ≥ Sнб/1,4.

Мощность однотрансформаторной подстанции определяется максимальной загрузкой трансформатора в нормальном режиме (до 100 %).

Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном и в послеаварийном режимах:

Кз= ·100%.

Рассмотрим выбор трансформаторов на примере ПС4.

Определим подключенную в момент максимума мощность:

Мощность трансформаторов с учётом допустимой перегрузки до 40 %:

Принимаем по таблице II.2 [1] два трансформатора типа ТДТН-25000/110 Коэффициент загрузки трансформаторов в нормальном и в послеаварийном режимах:

Кз,норм=

Кз,авар=

Аналогично произведём выбор трансформаторов для остальных подстанций. Результаты расчёта сведём в таблицу 5.1

Таблица 5.1 - Выбор трансформаторов для варианта 1 и варианта 2

Номер подстанции	Суммарная подключенная в момент максимума мощность, МВ·А	Мощность трансформа-торов с учётом допустимой перегрузки, МВ·А	Число выбранных трансфор-маторов	Номинальная мощность каждого из выбранных трансформаторов, МВ·А	Загрузка каждого трансформатора
					в нормаль ном режиме, %	в аварий-ном режиме, %
2	18,072	12,909	2	16	56,48	112,95
3	20,469	14,62	2	16	63,97	127,93
4	26,504	18,93	2	25	53	106
5	16,867	16,867	1	25	67,47	-

Таблица 5.2 - Параметры трансформаторов

Тип и мощность, МВ·А	Uном обмоток, кВ			Uк, %				∆Рк, кВт		∆Рх, кВт		Iх, %
	ВН	СН	НН	В-С	В-Н	С-Н
4хТДН-16000/110	115	-	10	-	10,5	-	85		19		0.7
2хТДТН-25000/110	115	38,5	11	10,5	17,5	6,5	140		31		0.7
ТРДН-25000/110	115	-	10,5	-	10,5	-	120		27		0,7

6 Технико – экономическое сравнение вариантов

При технико-экономическом сравнении 2-х вариантов допускается пользоваться упрощёнными методами расчётов, а именно: не учитывать потери мощности в трансформаторах и линиях при определении распределения мощности в сети; находить распределение мощности в замкнутых сетях не по сопротивлениям линий, а по их длинам; не учитывать влияния зарядной мощности линий; определять потери напряжения по номинальному напряжению.

Годовые эксплуатационные расходы и себестоимость передачи электроэнергии не характеризуют в полной мере повышения производительности труда на единицу продукции, не дают полного представления об экономичности, т. к. не учитывают затрат труда на производство прибавочного продукта. В полной мере оценку эффективности капиталовложений и экономичности того или иного сооружения может быть только учёт затрат всего общественного труда, необходимого для производства продукции.

Приведенные затраты могут быть определены по формуле:

З=рн·К+Гэ,

где рн=0,12-нормативный коэффициент эффективности капиталовложений;

К- капитальные затраты на сооружение электрической сети;

К=Кл+Кпс

Капитальные затраты на сооружение ЛЭП

Кл=Ко·ℓ,

где Ко- стоимость сооружения воздушных ЛЭП на 1 км длины по табл. IV.2[1] для железобетонных опор по II району по гололёду; ℓ - длина воздушных ЛЭП, км.

Рассчитываем стоимость линий в ценах 1991 года для двух вариантов.

Таблица 6.1- Стоимость линий

Номер ветвей схемы	Длина линии, км	Марка и сечение провода, количество цепей	Удельная стоимость, тыс. руб./км		Полная стоимость линии, тыс. руб.
Вариант 1
1-2	26,62	2хАС-120/19	18,1		481,822
2-3	30,25	АС-120/19	11,4		344,85
3-4	32,67	АС-95/16	12,0		392,04
4-5	27,83	АС-150/24	11,7		325,611
1-5	30,25	АС-240/32	14,0		423,5
Итого				1967,823
Вариант 2
1-2	26,62	2хАС-120/19	18,1		481,822
2-3	30,25	АС-120/19	11,4		344,85
3-4	32,67	АС-95/16	12,0		392,04
1-4	49,19	АС-240/32	14,0		688,66
4-5	27,83	АС-150/24	11,7		325,611
Итого				2232,983

Капитальные затраты на сооружение подстанций

Кпс=Кт·m+Кру+Кпост,

где Кт- стоимость трансформаторов, тыс. руб.; Кру- стоимость сооружения открытых распределительных устройств, тыс. руб.; Кпост- постоянная часть затрат по подстанциям, тыс. руб.

Таблица 6.2 - Стоимость подстанций для вариантов 1 и 2.

Номер узла	Стоимость трансформаторов, тыс. руб.	Постоянная часть затрат, тыс. руб.	Стоимость распределительных устройств, тыс. руб	Полная стоимость подстанции, тыс. руб.
2	2×63	210	120	456
3	2х63	210	120	456
4	2×91	250	120	552
5	84	210	120	414
Итого				1878

Капитальные затраты на сооружение электрической сети:

К1=Кл+Кпс=1967,823+1878=3845,823 тыс. руб.

К2= Кл+Кпс=2232,983+1878=4110,983 тыс. руб.

Годовые эксплуатационные расходы:

Гэ= ,

где αа+ αр– отчисления на амортизацию и обслуживание, %; - для силового оборудования и - для воздушных ЛЭП.

Δ W – потери энергии в трансформаторах и линиях, МВт·ч; β – стоимость 1 кВт·ч потерянной энергии, руб./кВт·ч; для силового оборудования β=1,75·10 руб./кВт·ч, для воздушных ЛЭП β=2,23·10 руб./кВт·ч.

Потери энергии в двухобмоточных трансформаторах:

Δ Wт = ΔРх·Т +∆Рк·( Sнб / Sном) ²· τ ,

Потери энергии в трёхобмоточных трансформаторах:

,

где ΔPх и ∆Рк - потери холостого хода и короткого замыкания, кВт; Sнб - максимальная нагрузка трансформатора, МВ·А; Sном – номинальная мощность трансформатора, МВ·А; Т–продолжительность работы трансформатора, Т=8760 ч; τ – продолжительность максимальных потерь, определяется в зависимости от продолжительности использования максимальной нагрузки Тнб по формуле:

,

;

Потери энергии в линиях:

Δ Wл=

τ

τ

τ

Для замкнутой сети варианта 1

Для замкнутого контура варианта 2:

Годовые эксплуатационные расходы в трансформаторах подстанции:

Гэ,пс1= Гэ,пс2=0,094·1878+2294,79·1,75· =165,98тыс. руб.

Годовые эксплуатационные расходы в линиях:

Гэ,л1=0,028·1967,823+6536,09·2,23· =200,85 тыс. руб.

Гэ,л2=0,028·2232,983+7098,2·2,23· =220,81 тыс. руб.

Суммарные годовые эксплуатационные расходы:

Гэ1= Гэ,л1+ Гэ,пс1=200,85+165,98=366,83 тыс. руб.

Гэ2= Гэ,л2+ Гэ,пс1=220,81+165,98=386,79 тыс. руб.

Приведенные затраты:

З1=0,12·3845,823+366,83=828,33 тыс. руб.

З2=0,12·4110,983+386,79=880,11 тыс. руб.

Так как вариант В-2 дороже варианта В-1, то выбираем вариант В-1 и используем его в дальнейших расчетах.

7 Электрические расчеты характерных режимов сети: наибольших и наименьших нагрузок, наиболее тяжелого послеаварийного режима

Целью электрического расчёта сети является определение параметров режимов, выявление возможностей дальнейшего повышения экономичности работы сети и получение необходимых данных для решения вопросов регулирования напряжения.

В электрический расчёт входят распределение активных и реактивных мощностей по линиям сети, вычисление потерь активной и реактивной мощностей в сети, а также расчёт напряжений на шинах потребительских подстанций в основных нормальных и послеаварийных режимах.

Составляем схему замещения электрической сети (линии замещаются П-образной, трансформаторы – Г- образной) и определяем её параметры:

Для линии R=r₀·ℓ/n, Х=х₀·ℓ/n, В=n·b₀·ℓ, Qв=U²ном·В/2,

где r₀, х₀ – удельные активное и реактивное сопротивления, Ом/км; b₀ – удельная реактивная (емкостная) проводимость, См/км; ℓ - длина линии, км.

Удельные параметры ЛЭП r₀, х₀ и b₀ определяем по табл.I.2.[1].

Для участка сети 1-2, длиной 26,62 км

активное сопротивление R12=26,62*0,244/2= 3,25 Ом;

реактивное сопротивление: Х12=26,62*0,427/2=5,69 Ом;

Емкостная проводимость ЛЭП: В12=2*26,62*2,66*10^-6=141,62· См.

Зарядная мощность, подключенная к концам участка:

Qв12=110²*141,62*10^-6/2=0,86 Мвар

Результаты расчета сведём в таблицу 7.1.

Таблица 7.1 - Параметры ЛЭП

Учас-ток сети	Длина линии, км	Марка и сечение проводов	r0, Ом/км	х0, Ом/км	b0·10 , См/км	R, Ом	Х, Ом	В· , См	Qb,подклю-ченная к концам участка, Мвар
1-2	26,62	2хАС-120/19	0,244	0,427	2,66	3,25	5,69	141,62	0,86
2-3	30,25	АС-120/19	0,244	0,427	2,66	7,38	12,92	80,47	0,49
3-4	32,67	АС-95/16	0,301	0,434	2,61	9,83	14,18	85,27	0,52
4-5	27,83	АС-150/24	0,204	0,420	2,70	5,68	11,69	75,14	0,45
1-5	30,25	АС-240/32	0,118	0,405	2,81	3,57	12,25	85,00	0,51

Для трансформаторов: ,

Где ∆Рк – потери короткого замыкания, кВт; Uн – номинальное напряжение обмотки высшего напряжения, кВ; Sн – номинальная мощность трансформатора, МВ·А; Uк - напряжение короткого замыкания, %.

В расчётах электрических сетей 2-х и 3-х обмоточные трансформаторы при Uвн.ном ≤ 220 кВ представляется упрощённой схемой замещения, где вместо ветви намагничивания учитываются в виде дополнительной нагрузки потери холостого хода ∆Рх-j∆Qх:

∆Qх=

Результаты расчета сведём в таблицу 7.2.

Таблица 7.2 - Параметры трансформаторов

Номер узла	Тип и мощность трансформатора	Расчётные данные
		Rт, Ом				Хт, Ом			,МВт	∆Qх, Мвар
		ВН	СН	НН	ВН		СН	НН
2	2xТДН-16000/110	2,19	–	–	43,39		–	–	0,038	0,224
3	2xТДН-16000/110	2,19	–	–	43,39		–	–	0,038	0,224
4	2xТДТН-25000/110	0,74	0,74	0,74	28,43		0	17,85	0,35	0,062
5	ТРДН-25000/110	2,5	–	–	55,55		–	–	0,175	0,027

7.1 Электрический расчёт сети в режиме наибольших нагрузок

Нагрузки электрической сети обычно задаются на шинах вторичного напряжения районных или потребительских подстанций. Нагрузка сети высшего напряжения больше заданной нагрузки на величину потерь мощности в трансформаторах. Кроме того, необходимо учитывать зарядную мощность линии, которая обычно приводит к уменьшению реактивной нагрузки сети.

Приводим нагрузки к сети ВН:

Рвн+jQвн=(Рн+∆Pх+ ·Rт) + j(Qн+∆Qх+ ·Хт - ∑ Qв),

где Рн, Qн – активная и реактивная мощности нагрузок, заданных на стороне вторичного напряжения подстанций;

Rт, Хт – суммарные активные и реактивные сопротивления трансформаторов данной подстанции;

∑ Qв - суммарная зарядная мощность линий, приложенная в точке подключения данной нагрузки (подстанции).

Таблица 7.1.1.-Расчетные нагрузки ПС.

ПС	Рн+jQн, МВ·А	∆Рх+j∆Qх, МВ·А	∆Рт+j∆Qт, МВ·А	∑ Qb, Мвар	Рвн+jQвн, МВ·А
2	10+j6,72 15+j10,08	0.038+j0.224	- 0.05+j1,07	1.350	25,088+j16.744
3	17+j11,4	0.038+j0.224	0.07+j1,37	1.01	17,108+j11,984
4	22+j14,784 10+j6,72 12+j8,064	0.062+j0.35	0.04+j1,51 0.008+j0 0.01+j0.28	0.97	22.12+j15.954
5	14+j9,408	0.027+j0.175	0.05+j1.2	0,96	14,077+j9,823

Для подстанции 5

=14,077+j9,823 МВ*А

Производим расчёт потоков мощности на всех участках уточнённым методом, т. е. с учётом R и Х линий. Распределение потоков мощности сначала рассчитываем без учёта потерь мощности.

Находим распределение мощностей на участках кольца:

,

где и - полное сопротивление противоположных плеч и суммы плеч соответственно.

Проверка: S12+ S15= ∑Si

46,787+ j29,416+31,606+ j25,089=25,088+ j16,744+17,108+ j11,984+22,12+j15,954+

+14,077+ j9,823

78,393+j54,505 MB·A =78,393+j54,505MB·A

Результаты расчёта с учётом направлений потоков мощности приведены на рисунке 7.1.1.

Рисунок 7.1.1-Распределение потоков мощности на участках сети

Корректируем найденное распределение мощностей на участках сети с учётом потерь мощности.

Мощность в конце участка 4-5:

Мощность в начале участка 4-5

Мощность в конце участка 1-5:

Мощность в начале участка 1-5:

Мощность в конце участка 3-4:

Мощность в начале участка 3-4

Мощность в конце участка 2-3:

Мощность в начале участка 2-3:

Мощность в конце участка 1-2:

Мощность в начале участка 1-2:

Результаты электрического расчёта режима наибольших нагрузок приведены на листе графической части проекта.

Таблица 7.1.2-Распределение мощности на участках сети с учетом потерь мощности

Участок сети	Мощность в начале линии, МВ·А	Потери мощности в линии, МВ·А	Мощности в конце линии, МВ·А
1-2	48.03+j31.59	0.842+j1.476	47.188+j30.114
2-3	22.10+j13.37	0.382+j0.676	21.718+j12.694
3-4	4.61+j0.71	0.019+j0.022	4.591+j0.688
4-5	17.78+j15.79	0.251+j0.524	17.591+j15.266
1-5	32.35+j27.3	0.493+j1.687	31.857+j25.613