Проектирование районной электрической сети

Размещено на http://allbest.ru

МИНИСТЕРСТВО ВЫСШЕГО И СРЕДНЕГО СПЕЦИАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ УЗБЕКИСТАН

ТАШКЕНТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ИМЕНИ ИСЛАМА КАРИМОВА

ФАКУЛЬТЕТ: «Электроэнергетики»

НАПРАВЛЕНИЕ: «5315200-ЭлектроСнабжение»

КАФЕДРА «ЭлектроСнабжение»

Курсовая работа

На тему: «Проектирование районной электрической сети»

По предмету: Электрические сети и системы

Студента

группы 35s-20EE

Оразова Марата Ринатовича

Проверил: Туйчиев Ф. Н.

Ташкент 2023



План:

1. Задание

2. Исходные данные

3. Баланс активной мощности

4. Баланс реактивной мощности

5. Выбор расчетных вариантов схем электроснабжения заданного варианта

6. Электрический расчет радиального варианта

7. Выбор сечение проводов воздушных линии

8. Выбор трансформаторов на повышающих подстанциях

9. Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях

10. Расчет радиальной сети на потери мощности по номинальному напряжению

11. Потери в трансформаторах

12. Определение годовых потерь электроэнергии в линиях и трансформаторах

13.Расчет выбранного варианта электроснабжения на потери напряжения

14. Компенсация реактивной мощности

Список литературы



ЗАДАНИЕ

При практическом проектировании приходится решать следующие главные вопросы:

1. Выбор схемы электрических соединений сети (линий и подстанций).

2. Определение номинального напряжения сети.

3. Выбор марки и сечения проводов линий, типа опор и числа цепей.

4. Выбор типа, мощности и числа трансформаторов на подстанциях.

5. Выбор способа регулирования напряжения, места установки и мощности устройств регулирования напряжения.

6. Выбор оптимального, варианта электроснабжения и расчет его на потери мощности, потери энергии и потери напряжения в максимальном, минимальном и аварийном режимах.

7. Разработка мероприятий по снижению потерь мощности и энергии.

8. Выработка мероприятий по регулированию частоты в системе.

9. Определение и обеспечение экономического распределения наг грузок между станциями системы.

10. Решение ряда вопросов, относящихся к ремонту оборудования в системе, определения величины резервной мощности и местонахождения резерва.

11. Решение вопросов, связанных с состоянием нейтрали в системе.

12. Разработка релейной защиты элементов сети, мероприятий по автоматизации рабочих процессов.

13. Выработка грозозащитных мероприятий в системе.

14. Расчет и разработка заземляющих устройств подстанций, электростанций, опор линий и т.д.

15. Выбор и изыскания трасс каждой линии и связанные с линиями механические расчеты опор, фундаментов, тросов и т.д. |

Из приведенного перечня вопросов в курсовом проекте рассматриваются следующие: 1-7 (с расчетом радиального ж замкнутого варианта электроснабжения заданного района и с технико-экономическим обоснованием выбранного варианта).



Исходные данные:

Расположения и категорий потребителей, схема №9

Вариант 1

	п/ст А	п/ст В	п/ст С	п/ст D	п/ст Е
Pн, кВт	15	78	150	47	89
категория	II	I	II	III	I
	0,85	0,87	0,92	0,85	0,9
W, кВт*час	110	400	100	280	500



Баланс активной мощности

В системе соблюдается баланс активной мощности, если сумма установленной генерируемой мощности (У Р_г) равна сумме мощностей нагрузок (У Р_нагр.), мощности, расходуемой на собственные нужды электростанций, собственный расход (Р_ср), потерь активной мощности в рассматриваемой сети (?Р) и резервной мощности (Р_рез).

У Р_г = У Р_нагр + Р_ср + ?Р +Р_рез

Величину собственных расходов электростанции принимают в зависимости от типа электростанции:

для ГЭС - Р_ср= 1% от Р_уст;

для ТЭС - Р_ср=8% от Р_уст;

для ГРЭС - Р_ср= 3-5% от Р_уст;

Ввиду того, что в начале расчета не известны действительные потери активной мощности в сети предварительно можно принять потери мощности ?Р = 6-10% от суммы мощностей Р_нагр.

Баланс активной мощности

У Р_г = У Р_нагр + Р_ср + ?Р +Р_рез

для ГРЭС - Р_ср = 3-5% от Р_уст

У Р_нагр = 15+78+150+47+89=379 МВт

Р_ср = (3*100)/100*5%=15МВт

cosц_г = 0,85

?Р = 7%Р_нагр = 0,07*379=26,53 МВт

У Р_г = 300МВт

У Р_г = У Р_нагр + Р_ср + ?Р +Р_рез

300 = 379+15+26,53-120,53

Переток мощности из системы, так как баланс отрицательный.

Из приведенной ваше формулы баланса активной мощности определяется для случая связи с системой бесконечной мощности Р_рез, то есть переток мощности из системы, если баланс отрицательный или переток активной мощности в систему, если в рассматриваемой сети имеется избыток активной мощности. Этот переток в дальнейшем учитывается при определении сечения линии связи с системой.

Баланс реактивной мощности

В каталогах и справочниках для генераторов указана активная мощность в МВт или кВт, а реактивная мощность, которой располагает генератор, определяется по формуле:

где - определяется по заданному номинальному коэффициенту мощности генератора и табл.1 приложения 7.

Уравнение баланса реактивной мощности имеет вид:

У Q_г = У Q_нагр + Q_ср + ?Q + У Q_с± Q_рез

где: У Q_г - сумма реактивных мощностей, выдаваемая генераторами;

Q_ср - реактивная мощность собственных расходов станции;

?Q - потери реактивной мощности в рассматриваемой сети;

У Q_с - реактивная мощность, генерируемая ВЛ за счет их емкости.

У Q_г=300*0,619 =185,7 МВар

Для предварительного анализа электрической сети условие баланса реактивных мощностей можно проверить следующим образом:

1. Определяются реактивные мощности нагрузок

2. Находят суммарную реактивную мощность всех нагрузок:

Q_нагр = Q_А + Q_В + Q_C + Q_D + Q_Е =

= 9,285+44,148+63,899+29,093+43,104=189,529 ? 190 МВар

Реактивная мощность на собственные расходы электростанции вычисляется по Р_ср и коэффициенту мощности генератора:

3. Потери реактивной мощности в сети определяют:

а) потери встали трансформаторов подстанций

?Q _ст = 5% от У Р_нагр = 0.05*379 = 16,8 MBap;

б) потери реактивной мощности в ВЛ и в обмотках трансформаторов

?Q_м = 3 У ?Р = 3*26,53=79,59 МВар

в) полные реактивные потери в сети

У ?Q = ?Q_ст + ?Q_м = 18,95+79,59=98,54 МВар

Емкостная мощность, генерируемая линиями, приравнивается для одной цепи 110 кВ Q_с = 0,035 МВАр на 1 км, для одной цепи 220 Q_с = 0,132 МВАр на 1 км. Для двух параллельных линий эти значения удваиваются.

Разность между генерируемыми мощностями (У Q_г + У Q_с ) и потребляемыми (У Q_нагр + Q_ср +?Q) ответит на вопрос об избытке или недостаче реактивной мощности в проектируемой сети.

(У Q_г + У Q_с ) - (У Q_нагр + Q_ср +?Q) = Q_рез

(У Q_г + У Q_с ) - (У Q_нагр + Q_ср +?Q) = (185,7+59,02) - (190+9,3+98,54) =

=-53,12 = Q_рез

Л-1 = 0,132 * 2*48 = 12,672

Л-2 = 0,132 * 2*30 = 7,92

Л-3 = 0,035 * 60 = 2,1

Л-4 = 0,132 *2* 60 = 15,84

Л-5 = 0,035 * 2*40 = 2,8

Л-6 = 0,132 * 134 = 17,688

У Q_с = 12,672+7,92+2,1+15,84+2,8+17,688=59,02?59 МВар

У Qг = У Qнагр + Qср +?Q - У Qс ± Qрез = 190+9,3+98,54-59,02-53,12=185,7МВар

Если величина Q_рез положительна, то в системе имеется избыток реактивной мощности, что бывает весьма, редко.

Если величина Q_рез отрицательна, то в рассматриваемой схеме наблюдается недостаток реактивной мощности. Экономически неоправданно передавать недостающую реактивную мощность из системы, так как это вызывает дополнительные потери активной и реактивной мощностей, а также создаст трудности с регулированием напряжения. Поэтому в сети необходимо, предусмотреть установку дополнительных источников реактивной мощности на стороне НН понижающих подстанций (синхронные компенсаторы или статические конденсаторы.)

Правильно составленный баланс реактивной мощности и правильное размещение дополнительных источников реактивной мощности приведет к снижению потерь мощности, а в некоторых случаях позволит снизить сечение проводов ВЛ.

Выбор расчетных вариантов схем электроснабжения заданного района

В целях учебного проектирования в задании по каждому потребителю даны его расчетные величины: Р_н; cosц_н; W_H. Необходимо предложить наиболее оптимальный вариант с минимальной суммарной длиной.

При этом должны быть соблюдены следующие технические требования:

1. Бесперебойное снабжение потребителей I категории и допустимые меры надежности для II и III категорий.

2. Гибкость схему с учетом проведения ремонтов (генераторов, трансформаторов и ВД) и перетоков резервных мощностей.

3. Минимальное возможное количество используемого оборудования и материалов.

4. Схема сети должна быть возможно простой, так как при этом снижается вероятность ошибочных действий персонала и безопасность обслуживания.

5. ВЛ, отходящие от питательных пунктов, должны по возможности нагружаться равномерно.

Если варианты технически конкурентоспособны, то для дальнейшего расчета выбирается вариант с наименьшей суммарной длиной линий.

Например, для заданного расположения и категорий потребителей возможны также варианты снабжения по радиальной схеме:

Сравнивая варианты а), б), по суммарной длине, выбираем только один вариант б). К расчету выбираем вариант б), как наиболее надежный для питания подстанций А,В,С,D и Е.

При выборе замкнутых (кольцевых) вариантов при учебном проектировании следует:

а) принимать по кольцу одно напряжение. Ответвления от кольца могут иметь другие, меньшие напряжения;

б) кольцевать следует подстанции высшей степени надежности (I и II категории);

в) нагрузки, объединяемые в кольце, должны быть по возможности близки по величине.

Электрический расчет радиального варианта

Выбор номинального напряжения сети

Важным моментом при проектировании электрической сети является правильный выбор ее номинального напряжения, поскольку от этого зависят капитальные затраты и эксплуатационные расхода на сети.

При расчете районных электрических сетей могут быть рекомендованы следующие методы выбора номинальных напряжений, применяемые для напряжений 35-500 кВ, для длин линий менее 250 км и мощностей менее 60 МВт:

а) по формуле

где: l - длина линий, км;

Р - мощность потребителя, кВт;

б) по таблице, рекомендуемой Л-I

Предельная передаваемая мощность и предельная длина в зависимости от сечения проводов при ?U = 10% и cosц = 0,85

в) по экономической мощности линий со сталеалюминиевыми проводами при Т=3000ч5000 ч. и cosц = 0,9

Экономическая мощность в МВт для сечений проводов, мм²

Примечание. Формула и табличные данные приведены для линий с одной нагрузкой на конце и для одной цепи

Выбор сечений проводов ВЛ и расчет их параметров

Выбор сечений проводов районных электрических сетей производится по экономической плотности тока с проверкой на корону и по длительно-допустимому току (мощности) в нормальном и послеаварийном режимах работы линии.

В качестве проводов для воздушных электрических сетей напряжением 35 кВ и выше используются обычно сталеалалюминиевые провода марок АС, АСО и реже АСУ. Экономическая плотность тока для этих проводов зависит от длительности использования максимальной нагрузки - Т (час.) для Средней Азии.

Сечение провода определяется по формуле:

где:

- ток нагрузки при максимальном режиме работы линии, А;

S_м - полная мощность в MBA, передаваемая по линии в максимальном режиме;

U_н - номинальное напряжение линии, кВ.

Полученное расчетное сечение должно округляться до ближайшего стандартного, а также проверяться на коронирование. Не коронируют при напряжении 110 кВ провода сечением более 70 мм². Не коронируют при напряжении 220 кВ - сечением 240 мм². Воздушные линии 35 кВ на корону не проверяются.

В случае, если получаемое сечение окажется больше, чем рекомендуется таблица экономической мощности в § 5.1, то следует выбрать большее номинальное напряжение или принять двухцепную линию.

Прежде, чем приступить к определению сечений проводов, следует ориентировочно определить величины мощностей, протекающих по всем линиям в режиме максимальной нагрузки. В радиальном варианте это делается путем суммирования мощностей нагрузок от конца каждого радиуса к источнику питания.

Большое значение при расчете по экономической плотности тока оказывает правильный выбор , которая зависит от времени максимальной нагрузки для каждой подстанции "Т", вычисляется следующим образом:

а) в задании на проектирование для каждой подстанции дано: Р_м - максимальная активная мощность нагрузки и W_год - годовое количество энергии, получаемое потребителем (подстанцией), тогда "Т" определяется по формуле:

час

В случае, если надо определить сечение линии, питающей несколько подстанций, то для этой линии обязательно определяется средневзвешенное значение “T_ср.вз.”

T_{ср.вз час}

б) по найденному значению "Т" определяется ; I_м ; F_рас для одиночной линии.

Особое внимание следует обратить на определение сечения линии электропередачи, связывающей шины заданной электростанции с системой. В этой линии возможны перетоки мощностей, зависящие от режима работы проектируемой сети: максимального, минимального и аварийного.

Полная мощность в МВА

Ток нагрузки линии, А

Если надо определить сечение линии, питающей несколько подстанций, то для это линии обязательно определяется средневзвешенное значение “Т_ср.вз ”

T_ср.вз

T_A T_B T_C

T_D T_E

Определяем протекающий ток в линии, связывающей шины заданной электростанции с системой. Зависящие от режима работы проектируемой сети: максимального, минимального и аварийного.

Выбор сечения проводов для каждой линии

Л-1:

1) I_дд > I_{раб.макс.} =428А «АС -150 »

2) F_эк.==428/1,5/2=142 мм² - «АС - 185 »

Т_макс.= W_c/P_c=(100/150)*10³ =666 час.

3) 220 кВ = «АСО - 240 »

Л-2:

1) I_дд > I_{раб.макс.} =235А «АС -70 »

2) F_эк.==235/1,3/2=90 мм² - «АС - 95 »

Т_макс.= W_B/P_B=(400/78)*10³ =5128 час.

3) 220 кВ = «АСО - 240 »

Л-3:

1) I_дд > I_{раб.макс.} =290А «АС -95 »

2) F_эк.==290/1,3=223 мм² - «АСO - 240 »

Т_макс.= W_D/P_D=(280/47)*10³ =5957 час.

Л-4:

1) I_дд > I_{раб.макс.} =260А «АС -70 »

2) F_эк.==260/1,3/2=100 мм² - «АС - 120 »

Т_макс.= W_E/P_E=(500/89)*10³ =5617 час.

3) 220 кВ = «АСО - 240 »

Л-5:

1) I_дд > I_{раб.макс.} =93А «АС -35 »

2) F_эк.==93/1,3/2=35.7 мм² - «АС - 50 »

Т_макс.= W_A/P_A=(110/15)*10³ =7333 час.

3) 110 кВ = «АС - 70 »

Л-6:

1) I_дд > I_{раб.макс.} =372А «АС -120 »

2) F_эк.==372/1,3=286.6мм² - «АСО - 300 »

Т_макс.= 5000 час.

3) 220 кВ = «АСО - 300 »

Где j_э - экономическая плотность тока, равную 1,3-1,5 А/мм², определили по табл., приведенной в начале этого параграфа.

Выбирать количество цепей более 2-х - не экономично.

При аварийном отключении одной линии вся нагрузка пойдет по другой, оставшейся в работе. Тогда ток в ней будет равен 458А. Проверим по табл.1 приложения 3 на длительно-допустимый ток по нагреву. Для провода АСО-240 I_д.д = 605А, что значительно превышает возможный ток в послеаварийном режиме то есть 458 А.

Для определения параметров линии надо выписать из табл.1 значения марки r₀; x₀; для провода марки АСО-240 на напряжении 220 кВ и среднегеометрического расстояния между проводами Д_Ср=9 м, где они даны из расчета на 100 км, а затем пересчитаем для линии длиной I км.

По табл.1 можно определить реактивную мощность генерируемую линией на 100 км; мощность можно также определить по формуле:

МВАр/км,

где - емкостная проводимость 1 км линии

Тогда мощность Q_с, генерируемая всей линией, определится по формуле:

Параметры, вычисленные для двух параллельных линий, применяются в схеме замещения при расчете максимального и минимального режимов работы сети, а параметры, вычисленные для одной линии, надо применять при расчете послеаварийного режима, когда отключена одна из параллельных линий.

ТАБЛИЦА № 1 на 100 км.

Марка провода	R0 ОМ	35 КВ	110 КВ	220 КВ
		x0, Ом	b0, сим, 10-4	x0, Ом	b0, сим, 10-4	q0, МВАр	x0, Ом	b0, сим, 10-4	q0, МВАр
АС-35	95	44,5	2,59	-	-	-	-	-	-
АС-50	63	43,3	2,65	-	-	-	-	-	-
АС-70	45	42,0	2,73	44,0	2,85	3,40	-	-	-
АС-95	33	41,1	2,81	42,9	2,65	3,5	-	-	-
АС-120	27	43,0	2,85	42,3	2,69	3,6	-	-	-
АС-150	21	39,8	2,9	41,6	2,74	3,65	-	-	-
АС-185	17	38,4	2,9	40,9	2,82	3,7	-	-	-
АС-240	13	-	-	40,1	2,85	3,75	43	2,66	14,1
АС-300	10,8	-	-	39,2	2,91	3,85	42,2	2,71	14,4
АС-400	8	-	-	-	-	-	41,4	2,73	14,5
АС-500	6,5	-	-	-	-	-	41,0	2,79	14,8

Определяем сопротивление линии. Из табл.1:

Л-1: АСО-240 l=48км

r₀ = 0,13 Ом/км b₀ = 2,66*10^-6 см/км

х₀ = 0,43 Ом/км g₀ = 0,141 МВАр/км

R_л1 = (0,13 * 48)/2 = 3,12 Ом

х_л1 = (0,43 * 48)/2 = 10,32 Ом

Q_cл1 = (0,141*48) *2=13,536 МВАр

Л-2: АСО-240 l=30км

r₀ = 0,13 Ом/км b₀= 2,66*10^-6 см/км

х₀ = 0,43 Ом/км g₀ = 0,141 МВАр/км

R_л2 = (0,13 * 30)/2 = 1,95 Ом

х_л2 = (0,43 * 30)/2 = 6,45 Ом

Q_cл2 = (0,141*30) *2=8,46 МВАр

Л-3: АСО-240 l=60км

r₀ = 0,13 Ом/км b₀= 2,66*10^-6 см/км

х₀ = 0,43 Ом/км g₀ = 0,141 МВАр/км

R_л3 = 0,13 * 60 = 7,8 Ом

х_л3 = 0,43 * 60 = 25,8 Ом

Q_cл3 = 0,141*60=8,46 МВАр

Л-4: АСО-240 l=60км

r₀ = 0,13 Ом/км b₀= 2,66*10^-6 см/км

х₀ = 0,43 Ом/км g₀ = 0,141 МВАр/км

R_л4 = (0,13 * 60)/2 = 3,9 Ом

х_л4 = (0,43 * 60)/2 = 12,9 Ом

Q_cл4 = (0,141*60) *2=16,92 МВАр

Л-5: АС-70 l=40км

r₀ = 0,45 Ом/км b₀= 2,85*10^-6 см/км

х₀ = 0,44 Ом/км g₀ = 0,034 МВАр/км

R_л5 = (0,45 * 40)/2 = 9 Ом

х_л5 = (0,44 * 40)/2 = 8,8 Ом

Q_cл5 = (0,034*40) *2=2,72 МВАр

Л-6: АСО-300 l=134км

r₀ = 0,108 Ом/км b₀= 2,71*10^-6 см/км

х₀ = 0,422 Ом/км g₀ = 0,144 МВАр/км

R_л6 = 0,108 * 134 = 14,47 Ом

х_л6 = 0,422 * 134 = 56,55 Ом

Q_cл6 = 0,144*134=19,296 МВАр

Выбор трансформаторов на подстанциях и расчет их параметров

При выборе трансформаторов следует пользоваться справочной литературой (Л-I) ми применять табл. 1-5 приложения 4 настоящего методического пособия.

Выбирая трансформаторы, следует твердо знать, что силовые трансформаторы - повышающие и понижающие - имеют существенные различия по способу регулирования напряжения и по напряжению нулевого ответвления.

Выбор трансформаторов на повышающих подстанциях

Мощность каждого выбираемого трансформатора должна быть равна или несколько больше мощности генератора, так, чтобы выбранный трансформатор мог пропустить полную мощность генератора. На электрических станциях обычно применяется "блок-генератор- трансформатор" и поэтому количество трансформаторов на повышающей подстанции равно количеству генераторов.

Повышающие трансформаторы на стороне НН имеют напряжение на 5% выше номинального (то есть 6,3 или 10,5 кВ), а на стороне ВН - регулирование типа ПБВ (то есть переключение без возбуждения) ± 2х2,5%.

S_г=300/0,85=353 МВА

Выбираем трансформатор марки 3*ТДЦ-125000/220

U_вн=242 кВ S_ст= =1918кВАр=1,9МВАр

U_нн=10,5кВ S_СТ=0,405+j1,9

=135*3 =405кВт R_т /3=1,27/3=0,42 Ом

кВАр X_т /3=46,5/3=15,5 Ом

Таблица № 2.

Трёхфазные двухобмоточные трансформаторы 220 кВ

Тип	Sном, МВА	Пределы регулирования	Каталожные данные	Расчетные данные
			Uном обмоток	Uк, %	ДРк, кВт	Рх, кВт	Iх, %	Rт, Ом	Хт, Ом	ДQх, квар
			ВН	НН
ТРДН-40000/220	40	±8*1,5 %	230	11/11; 6,6/6,6	12	170	50	0,9	5,6	158,7	360
ТРДЦН-63000/220	63	±8*1,5 %	230	11/11; 6,6/6,6	12	300	82	0,8	3,9	100,7	504
ТДЦ-80000/220	80	±2*2,5 %	242	6,3; 10,5; 13,8	11	320	105	0,6	2,9	80,5	480
ТРДЦН-100000/220	100	±8*1,5 %	230	11/11; 38,5	12	360	115	0,7	1,9	63,5	700
ТДЦ-125000/220	125	±2*2,5 %	242	10,5; 13,8	11	380	135	0,5	1,27	46,5	625
ТРДЦН-160000/220	160	±8*1,5 %	230	11/11; 38,5	12	525	167	0,6	1,08	39,7	960
ТДЦ-200000/220	200	±2*2,5 %	242	13,8; 15,75; 18	11	580	200	0,45	0,77	32,2	900
ТДЦ-250000/220	250	-	242	13,8; 15,75	11	650	240	0,45	0,6	25,7	1125
ТДЦ-400000/220	400	-	242	13,8; 15,75; 20	11	880	330	0,4	0,29	16,1	1600
ТЦ-630000/220	630	-	242	15,75; 20	12,5	1300	380	0,35	0,2	11,6	2205
ТЦ-1000000/220	1000	-	242	24	11,5	2200	480	0,35	0,2	6,7	3500

Таблица № 3

Трёхфазные двухобмоточные трансформаторы 110 кВ
Тип	Sном, МВА	Пределы регулирования	Каталожные данные	Расчетные данные
			Uном обмоток	Uк, %	ДРк, кВт	Рх, кВт	Iх, %	Rт, Ом	Хт, Ом	ДQх, квар
			ВН	НН
ТМН-2500/110	2,5	+10*1,5 % ?8*1,5 %	110	6,6;11	10,5	22	5,5	1,5	42,6	508,2	37,5
ТМН-6300/110	6,3	±9*1,78 %	115	6,6;11	10,5	44	11,5	0,8	14,7	220,4	50,4
ТДН-10000/110	10	±9*1,78 %	115	6,6;11	10,5	60	14	0,7	7,95	139	70
ТДН-16000/110	16	±9*1,78 %	115	6,5;11	10,5	85	19	0,7	4,38	86,7	112
ТРДН-25000/110	25	±9*1,78 %	115	6,3/6,5;6,3/10,5;10,5/10,5	10,5	120	29	0,7	2,54	55,9	200
ТДНЖ-25000/110	25	±9*1,78 %	115	27,5	10,5	120	30	0,7	2,5	55,5	175
ТД-40000/110	40	±2*2,5 %	121	3,15;6,3;10,5	10,5	160	50	0,65	1,46	38,4	260
ТРДН-40000/110	40	±9*1,78 %	115	6,3/6,3;6,3/10,5;10,5/10,5	10,5	172	36	0,65	1,4	34,7	260
ТРДЦН-63000/110	63	±9*1,78 %	115	6,3/6,3;6,3/10,5;10,5/10,5	10,5	260	52	0,6	0,87	22	410
ТРДЦНК-63000/110	63	±9*1,78 %	115	6,3/6,3;6,3/10,5;10,5/10,5	10,5	245	59	0,6	0,8	22	378
ТДЦ-80000/110	80	±2*2,5 %	121	6,3;10,5;13,8	10,5	310	70	0,6	0,71	19,2	480
ТРДЦН(ТРДЦНК)-80000/110	80	±9*1,78 %	115	6,3/6,3;6,3/10,5;10,5/10,5	10,5	310	70	0,6	0,6	17,4	480
ТДЦ-125000/110	125	±2*2,5 %	121	10,5;13,8	10,5	400	120	0,55	0,37	12,3	687,5
ТРДЦН-125000/110	125	±9*1,78 %	115	10,5/10,5	10,5	400	100	0,55	0,4	11,1	687,5
ТДЦ-200000/110	200	±2*2,5 %	121	13,8;15,75;18	10,5	550	170	0,5	0,2	7,7	1000
ТДЦ-250000/110	250	±2*2,5 %	121	15,75	10,5	640	200	0,5	0,15	6,1	1250
ТДЦ-400000/110	400	±2*2,5 %	121	20	10,5	900	320	0,45	0,08	3,8	1800



Таблица № 4

Трёхфазные трехобмоточные трансформаторы и автотрансформаторы 220 кВ

Тип	Sном, МВА	Пределы регулирования	Каталожные данные	Расчетные данные
			Uном обмоток	Uк, %	ДРк, кВт	Рх, кВт	Iх, %	Rт, Ом	Хт, Ом	ДQх, квар
			ВН	СН	НН	В-С	В-Н	С-Н	В-С	В-Н	С-Н			ВН	СН	НН	ВН	СН	НН
ТДТН-25000/220	25	±12*1 %	230	38,5	6,6;11	12,5	20	6,5	135	-	-	50	1,2	5,7	5,7	5,7	275	0	148	300
ТДТНЖ-25000/220	25	±8*1,5 %	230	27,5; 38,5	6,6;11;27,5	12,5	20	6,5	135	-	-	50	1,2	5,7	5,7	5,7	275	0	148	300
ТДТН-40000/220	40	±12*1 %	230	38,5	6,6;11	12,5	22	9,5	220	-	-	55	1,1	3,6	3,6	3,6	165	0	125	440
ТДТНЖ-40000/220	40	±8*1,5 %	230	27,5; 38,5	6,6;11;27,5	12,5	22	9,5	240	-	-	66	1,1	3,9	3,9	3,9	165	0	125	440
АТДЦТН-63000/220/110	63	±6*2 %	230	121	6,6;11;27,5; 38,5	11	35,7	21,9	215	-	-	45	0,5	1,4	1,4	2,8	104	0	195,6	315
АТДЦТН-100000/220/110	100	±6*2 %	230	121	6,6;11;38,5	11	45	28	305	-	-	75	0,5	0,69	0,69	1,38	60,8	0	103	500
АТДЦТН-200000/220/110	200	±6*2 %	230	121	6,6;11;15,75;38,5	11	32	20	430	-	-	125	0,5	0,3	0,3	0,6	30,4	0	54,2	1000
АТДЦТН-250000/220/110	250	±6*2 %	230	121	10,5;38,5	11,5	33,4	20,8	520	-	-	145	0,5	0,2	0,2	0,4	25,5	0	45,1	1250

Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях

Однофазные трансформаторы выбираются только тогда, когда невозможно по мощности подобрать трехфазные трансформаторы или когда они из-за габаритов не могут быть доставлены на подстанцию.

Силовые понижающие трансформаторы, в отличий от повышающих, имеют на высокой стороне РПН (регулирования напряжения под нагрузкой) и следующие нулевые выводы:

для класса 35 кВ - 36,75 кВ;

для класса 110 кВ - 115 кВ;

для класса 220 кВ - 230 кВ,

и это является одним из признаков, по которым в справочниках можно отличить понижающий трансформатор от повышающего.

РПН на стороне ВН понижающих трансформаторов позволяет иметь на подстанциях большой диапазон регулирования напряжения на стороне НН.

Понижающие двухобмоточные трансформаторы имеют следующие РПН :

класс 35 кВ ± 12% (±8 ступеней), то есть по 1,5% от напряжения нулевого вывода 36,75 кВ, что соответствует 0,55 кВ на каждую ступень в сторону увеличения или снижения напряжения;

класс 110 кВ ± 16% (± 9 ступеней), то есть по 1,78% от напряжения нулевого вывода, что соответствует по 2,05 кВ на каждую ступень в сторону снижения или увеличения напряжения;

класс 220 кВ ± 12% (±8 ступеней), то есть по 1,5% от напряжения нулевого вывода 230 кВ, что соответствует по 3,45 кВ на каждую ступень в сторону снижения или увеличения напряжения.

Понижающие трехобмоточные трансформаторы устанавливаются на подстанциях, где необходимо иметь три напряжения, например:

110/35/10,5 кВ, 220/110/35 кВ и т.д. При выборе трехобмоточных трансформаторов по табл. № 2 , 3 и 4 следует учесть, что в настоящее время трехфазные трехобмоточные трансформаторы имеют исполнение обмоток по мощности 100/100/100, то есть R_B = R_C = R_H

Эти трансформаторы имеют РПН на стороне ВН и ПБВ на стороне СН.

Класс 110 кВ РПН ± 16% (± 9 ступеней) и ПБВ ± 2x2,5%.

Класс 220 кВ РПН ± 12% (± 8 ступеней) и ПБВ ± 2x2,5%.

Рациональное число трансформаторов на понизительной подстанции равно двум. Установка трех и более трансформаторов на подстанции должна быть обоснована технико-экономическими расчетами. Обычно на подстанциях устанавливаются трансформаторы одинаковые по мощности, с одинаковой группой соединения обмоток.

При установке двух трансформаторов на подстанциях II и III категории мощность каждого трансформатора должна быть рассчитана на пропускную мощность 70% от мощности нагрузки на стороне НН, на случай аварийного отключения одного из них.

Для потребителей I категорий трансформаторы выбираются со 100% резервированием.

Установка одного трансформатора размещается на подстанции III категории с мощностью нагрузки ниже 10 MBA при наличии в системе складского подвижного резерва, позволяющего произвести замену трансформатора в течение 24 часов.

I. Расчет первый. П/ст А, категория-II

При нормальном режиме

2S_T> S_п/ст МВА

2*25>17,65

50 МВА >17.65 МВА

При аварийном режиме

1,4*S_T >0,7 *S_пк

1,4*25 МВА>07*17,65 МВА

35 МВА>12.4 МВА

II. Расчет второй. П/ст В, категория-I

При нормальном режиме

2*S_T> S_п/ст

2*100 МВА >89.65 МВА

200 МВА>89.65 МВА

При аварийном режиме

1.4*S_T> S_п/ст

1,4*100 МВА>89,65 МВА

140 МВА>89,65 МВА

III. Расчет третий. П/ст С, категория- II.

При нормальном режиме

2*S_T> S_п/ст

2*100 МВА>163 МВА

200 МВА >163 МВА

При аварийном режиме

1.4*S_T> S_п/ст

100*1,4 МВА>0,7*163 МВА

140 МВА>114,1 МВА

IV. Расчет четвертый. П/ст D, категория-III

При нормальном режиме

S_T > S_п/ст

63 МВА >55,29 МВА

При аварийном режиме

1.4*S_T> S_п/ст

1,4*63 МВА>0,7*55,29 МВА

88.2 МВА>38,7 МВА



V. Расчет пятый. П/ст E, категория-I

При нормальном режиме

2*S_T> S_п/ст

2*100 МВА>98,88 МВА

200 МВА >98,88 МВА

При аварийном режиме

1.4*S_T> S_п/ст

100*1,4>98,88 МВА

140 МВА>98,88 МВА

A _п/ст^II = 2xТРДН-25000/110

В _п/ст ^I = 2хАТДЦТН-100000/220/110

С_п/ст ^II = 2xТРДЦН-100000/220

D_п/ст ^III = ТРДЦН-63000/110

E_п/ст ^I = 2хАТДЦТН-100000/220/110

Для ГРЭС =3хТДЦ-125000/220

Исходные данные

Для п/ст A:

2xТРДН-25000/110

R_T = 2,54/2=1,27 Ом

x_T = 55,9/2=27,95 Ом

?P_ст = 29*2=58 кВт

?Q_ст = 200 *2=400кВАр

S_ст1 =0.058 + j0.404

Для п/ст В:

2хАТДЦТН-100000/220/110

R_TВ /2= 0,69/ 2=0,345Ом

R_TС /2= 0,69/ 2=0,345Ом

R_TН /2= 1,38/ 2=0,69Ом

x_T/В/2 = 60,8/2=30,4Ом

x_T/С =0 Ом

x_T/Н/2 = 103/2=51,5Ом

?P_ст *2=75*2= 150 кВт

?Q_ст *2=500*2=1000 кВАр

S_ст2 = 0,15 + j1

Для п/ст C:

2xТРДЦН-100000/220

R_T /2 = 1,9/2 =0,95 Ом

x_T /2= 63/2 = 31,5 Ом

?P_ст *2= 115*2 = 230 кВт

?Q_ст *2= 700*2 = 1400кВАр

S_ст3 = 0,23 + j1,4

Для п/ст D:

ТРДЦН-63000/110

R_T = 0,87 Ом

x_T = 22 Ом

?P_xx = 52 кВт

?Q_xx = 410 кВАр

S_ст4 = 0,052 + j0,413

Для п/ст E:

2хАТДЦТН-100000/220/110

R_TВ /2= 0,69/ 2=0,345Ом

R_TС /2= 0,69/ 2=0,345Ом

R_TН /2= 1,38/ 2=0,69Ом

x_T/В/2 = 60,8/2=30,4Ом

x_T/С =0 Ом

x_T/Н/2 = 103/2=51,5Ом

?P_ст *2=75*2= 115 кВт

?Q_ст *2=500*2=1000 кВАр

S_ст5 = 0,15 + j1

Для ГРЭС:

3хТДЦ-125000/220

R_T = 1,27/3 = 0,423 Ом

x_T = 46,5/3 = 15,5 Ом

?P_xx = 135*3 = 405 кВт

?Q_xx = 625*3 = 1875 кВАр

S_ст. = 0,405 + j1,9

Расчет радиальной сети на потери мощности по номинальному напряжению

При передаче электроэнергии от электрических станций к потребителям во всех звеньях электрической сети имеются потери мощности и энергии. Эти потери примерно составляют 10% от энергии, отпущенной с шин электростанции.

Значительная часть потерь приходится на линии передач всех напряжений и меньшая часть на трансформаторы подстанций. В электрическом расчете должны быть определены активные Р реактивные Q потери мощности во всех звеньях рассматриваемой схемы электроснабжения:

а) активные потери в линии Р_вл - это потери на нагрев проводов электрических сетей, определяются по формуле:

(МВт),

где: Р_вл - активная мощность, протекающая по линии в МВт;

Q_вл - реактивная мощность, протекающая по линии в МВАр;

U_н - номинальное напряжение линии в кВ;

R_вл; Х_вл-соответственно активное и реактивное сопротивления линии в Ом;

б) реактивные потери в линии Q_вл - это потери на создание электромагнитного поля вокруг и внутри провода:

в) активные потери мощности в двухобмоточном трансформаторе ?Р_т:

где: Р_т и Q_т - соответственно активная и реактивная мощности, протекавшие по обмоткам трансформатора в МВт и МВАр;

U_н - номинальное напряжение на стороне высокого напряжения (ВН) и трансформатора в кВ;

R_т - активное сопротивление трансформатора в Ом;

?Р_ст - активные потери мощности в стали трансформатора, принимаются в МВт по табл.2,3 и 4 приложения 6;

г) реактивные потери мощности в двухобмоточном трансформаторе ? Q_т :

где: Х_т - реактивное сопротивление трансформатора в Ом;

- реактивные потери мощности в стали трансформатора принимаются по табличным данным в МВАр;

Потери в трансформаторах

1. Для п/ст А

МВт

МВар

?S_т1 = + j

2. Для п/ст B

МВт

МВар

?S_т2/В = 0,168 + j14,866

МВт

МВар

?S_т2/С = + j0

Вт

МВар

?S_т2/Н = 0,114 + j8,547

3. Для п/ст C

Вт

МВар

?S_т3 = 0,521 + j17,3

4. Для п/ст D

МВт

?S_т4 = 0,219 + j5,55

5. Для п/ст E

МВт

МВар

?S_т5/В = + j

МВт

МВар

?S_т5/С = 0,006 + j0

Вт

МВар

?S_т5/Н = + j10.4

1. Мощность для п/ст А

S₁ = S_A + S_T1 = (15 + j9,285) + ( + j) = 15,032 + j10,003

S₂ = S₁ + ?S_ст1 = (15,032 + j10,003) + (0,058 + j0,404) = 15,09 +j10,407

S₃ = S₂ + = (15,09 +j10,407) - j1,36 =15,09 + j9,047

Потери в линии ВЛ-5

?S_л1 = 0,253+ j0,247

S₄ = S₃ + ?S_л1 = (15,09 + j9,047) + (0,253+ j0,247) = 15,343 + j9,294

S₅ = S₄ + = (15,343 + j9,294) - j1,36 = 15,343 + j7,934

2. Мощность для п/ст E

S₆= ?S_т5/С + S₅ = (0,006 + j0) + (15,343 + j7,934) = 15,349 +j7,934

S₇ = S_E + ?S_т5/Н = (89+j43,104) + + j10,4) = 89,139+j53,504

S₈ = S₆ + S₇ = (15,349 +j7,934) + (89,139+j53,504) = 104,488 + j61,438

S₉ = S₈ +?S_т5/В = (104,488 + j61,438) +( + j) = 104,592 + j70,666

S₁₀ = S₉+ S_ст5 = (104,592 + j70,666) + (0,15 + j1) = 104,742 + j71,666

S₁₁ = S₁₀+ = (104,742 + j71,666) - j8,46 = 104,742 + j63,206

Потери в линии ВЛ-4

?S_л4 = + j

S₁₂ = S₁₁ + ?S_л2 = (104,742 + j63,206) + ( + j) = 105,947 + j67,194

S₁₃ = S₁₂ + = (105,947 + j67,194) - j8,46 = 105,947 + j58,734

3. Мощность для п/ст D

S₁₄ = S_D + ?S_т4 = (47 + j29,093) + (0,219 + j5,55) = 47,219 + j34,643

S₁₅ = S₁₄ + ?S_ст5 = (47,219 + j34,643) + (0,052 + j0,413) = 47,271 + j35,056

S₁₆ = S₁₅ + = (47,271 + j35,056) - j4,23 =47,271 + j30,826

Потери в линии ВЛ-3

?S_л2 = + j

S₁₇ = S₁₆ + ?S_л3 = (47,271 + j30,826) + ( + j) = 49,324 + j37,616

S₁₈ = S₁₇ + = (49,324 + j37,616) - j4,23 = 49,324 + j33,386



4. Мощность для п/ст B

S₁₉=S₁₈ + ?S_т2/С =(49,324 + j33,386) + + j0) = 49,397+ j33,386

S₂₀=S_B +?S_т2/Н = (78 + j44,148) + (0,114 + j8,547) = 78.114 + j52.695

S₂₁= S₁₉ + S₂₀ = (49,397+ j33,386) + (78.114 + j52.695) = 127.511 + j86,081

S₂₂ = S₂₁ +?S_т2/В = (127.511 + j86,081) + (0,168 + j14,866) = 127,679 + j100,947

S₂₃ = S₂₂ + ?S_ст2 = (127,679 + j100,947) + (0,15 + j1) = 127,829 + j101,947

S₂₄ = S₂₃ + = (127,829 + j101,947) - j4,23 = 127,829 + j97,717

Потери в линии ВЛ-2

?S_л4 = (1,043 + j3,45)

S₂₅ = S₂₄ + ?S_л4 = (127,829 + j97,717) + (1,043 + j3,45) = 128,872 + j101,167

S₂₆ = S₂₅ + = (128,872 + j101,167) - j4,23 = 128,872 + j96,937

5. Мощность для п/ст C

S₂₇ = S_C + ?S_т3 = (150 + j63,899) + (0,521 + j17,3) = 150,521 + j81,199

S₂₈ = S₂₇ + ?S_ст3 = (150,521 + j81,199) + (0,23 + j1,4) = 150,751 + j82,599

S₂₉ = S₂₈ + = (150,751 + j82,599) - j6,768 = 150,751 + j75,831

Потери в линии ВЛ-1

?S_л5 = + j

S₃₀ = S₂₉ ...