115,3+j65.34≈115,3+j64,5
Погрешность вычислений составляет δР=0%, δQ=1.2% что намного меньше необходимой точности вычисления 2% .
2.5.5
S87=S18-S89=63,679+j37,626-60,3+j34,5=3,379+j3,124 МВА.
2.5.6
S47=S14-S45=51,62+j27,675 -15+j10,8=36,62+16,9 МВА.
Используя схему, полученные численные значения и направления мощностей можно найти точку потокораздела.
Точка потокораздела находится в т.7, производим размыкание сети в этой точке и производим расчет каждой из разомкнутых сетей отдельно.
Схема замещения полученной цепи(с учетом точки разрыва) показана на рисунке:
Рисунок 2.3 – Схема цепи с учетом точки разрыва
2.6 Расчет мощностей нормального режима работы разомкнутой сети
(используя формулы [1], [2]).
Индексы К и Н – соответственно конец и начало участка сети.
2.6.1. Рассчитываем мощность S74К :
S74К= S45=15,003+j10,804 МВА.
2.6.2.Рассчитываем мощность S74Н:
S74Н= S74К+ =15,003+j10,804 +=
=15,006+j10,804 МВА.
2.6.3.Рассчитываем мощность S74К :
S87К = S74Н+S2= S61’+S67=15,006+j10,804+40+ j20=55,006+j30,804 МВА.
2.6.4.Рассчитываем мощность S87Н :
S87Н = S87К +- jQЛ3=
=55,006+j30,804 +- j 0,3267=
=55,33+ j31,16 МВА.
2.6.5.Рассчитываем мощность S68К :
S68К = S87Н+ S89=55,33+ j31,16+60,3+j34,55=115,63+ j65,71 МВА.
2.6.6.Рассчитываем мощность S68Н :
S68Н = S68К+- jQЛ2=
=115,63+ j65,71+- j0,68=117,38+ j70,94 МВА.
2.6.7.Рассчитываем мощность S68Н :
S16= S68Н+=117,38+ j70,94+=
=117,64+j94,41 МВА.
2.6.8.Рассчитываем мощность SА :
SА = S16++∆SХТ1=117,64+j94,41++
+0,13+j1,2=118,08+j132,4 МВА.
2.7 Расчет напряжений нормального режима работы сети
(используя формулы [1], [2]).
2.7.1.Находим напряжение в точке 8:
U8’=U1- =
= 363 - = 352,84-j25,1кВ.
Модуль напряжения:
|U8’|=354 кВ.
Находим коэффициент трансформации, это отношение напряжения на обмотке высшего напряжения к напряжению на обмотке среднего напряжения:
nВН===3.
Используя коэффициент трансформации приводим полученное напряжение к напряжению на обмотке низшего напряжения:
U8= U8’/ nВН=354/3=118 кВ.
2.7.2.Находим напряжение в точке 7’:
U7’=U8-=
=118-=117,69-j0,147 кВ.
Модуль напряжения:
|U7’|=117,7 кВ.
2.7.3.Находим напряжение в точке 4:
U4’= U1-=
= 363 - = 357,1+j13,13 кВ.
Модуль напряжения:
|U4’|=357,3 кВ.
Находим коэффициент трансформации, это отношение напряжения на обмотке высшего напряжения к напряжению на обмотке среднего напряжения:
nВН===1,5.
Используя коэффициент трансформации приводим полученное напряжение к напряжению на обмотке низшего напряжения:
U4= U4’/ nВН=357,3/1,5=238 кВ.
2.7.4.Находим напряжение в точке 7’’:
(U7’’)’= U4 - =
= 238 - = 237,9+j0,033 кВ.
Модуль напряжения:
|(U7’’)’| = 237,9 кВ.
Находим коэффициент трансформации, это отношение напряжения на обмотке высшего напряжения к напряжению на обмотке среднего напряжения:
nВН = = = 2.
Используя коэффициент трансформации приводим полученное напряжение к напряжению на обмотке низшего напряжения:
U7’’= (U7’’)’/ nВН=237,9/2=119кВ.
Напряжение в точке потокораздела, найденные в результате расчета обеих разомкнутых схем практически одинаковы: Погрешность: (|U7’’|-|U7’|)*100/|U7’|=1,1%
Что соблюдает необходимую точность расчета 1,1<<10
Принимаем |U7|=118 кВ.
2.7.5.Находим напряжение в точке A:
UA=U1+=
= 363 + = 371,7+j26,2 кВ.
Модуль напряжения:
|UA|=372,6 кВ.
2.7.6.Находим напряжение в точке 5:
U5’ = U4-=
= 238 - = 232,5+j7,5кВ.
Модуль напряжения:
|U5’| = 232,6 кВ.
Находим коэффициент трансформации, это отношение напряжения на обмотке высшего напряжения к напряжению на обмотке низшего напряжения:
nВН = = = 6,29.
Используя коэффициент трансформации приводим полученное напряжение к напряжению на обмотке низшего напряжения:
U5 = U5’/ nВН = 232,6/6,29 = 37 кВ.
2.7.7.Находим напряжение в точке 9:
U9’=U8-=
= 118 - = 108,2+j19,6 кВ.
Модуль напряжения:
|U9’|=109,9кВ.
Находим коэффициент трансформации, это отношение напряжения на обмотке высшего напряжения к напряжению на обмотке низшего напряжения:
nВН = = = 3,14.
Используя коэффициент трансформации приводим полученное напряжение к напряжению на обмотке низшего напряжения:
U9 = U9’/ nВН =109,9/3,14 =35 кВ.
3 Расчет электрической части подстанции
Расчет электрической части подстанции включает в себя определение суммарной нагрузки подстанции, выбор силовых трансформаторов, выбор принципиальной схемы первичных соединений подстанции, выбор трансформаторов и схемы собственных нужд, выбор измерительных приборов для основных цепей подстанции и измерительных приборов.
Исходными данными являются:
1). Напряжение систем - UВН в кВ, которое соответствует стороне высокого напряжения (ВН) подстанции.
2). Мощность системы SНОМ в МВА.
3). Реактивное сопротивление системы Хс.
4). Число линий связи с системой указано на рис.1 и их длинна LW в км, и их параметры XW в Ом.
5). Мощность нагрузки, МВА (Указано в таблице №1).
Исходные данные согласно варианта
Тип трансформатора ТМТН 10000/110
Мощность трансформатора S=10 МВА
Напряжение U=110 кВ
Сопротивление трансформатора Х=139 Ом
Длинна линии LW1=15 км
Длинна линии LW2=15 км
Сопротивление линии XW1=3,1 Ом
Сопротивление линии XW2=3,0 Ом
Мощность системы SC=3100 КВА
Сопротивление системы XC=3,9 Ом
Таблица 3.1- Нагрузка потребителей в течении суток
|
Часы |
0 |
2 |
4 |
6 |
8 |
10 |
12 |
14 |
16 |
18 |
20 |
22 |
|
%SНОМ |
40 |
60 |
55 |
80 |
90 |
75 |
75 |
100 |
100 |
120 |
140 |
110 |
|
S,МВА |
4 |
6 |
5,5 |
8 |
9 |
7,5 |
7,5 |
10 |
10 |
12 |
14 |
11 |
3.1 Выбор мощности силовых трансформаторов
Для подстанций были выбраны трансформаторы мощности S МВА типа ТМН. Болем точно выбраны трансформаторы, учитывая график нагрузки.
Рисунок 3.1- График нагрузки подстанции.
Для проверки правильности выбора трансформатора реальный график нагрузки преобразуем в двухступенчатый. Начальная нагрузка эквивалентного графика определяется по формуле
==0,69
- собственно нагрузка первой, второй, n-ой ступени графика нагрузки, расположенной ниже линии номинальной мощности трансформатора.
- длительность ступени, час.
Аналогично определяется вторая ступень эквивалентного графика, но при этом берутся ступени, расположенные выше линии номинальной мощности трансформатора.
==1,15
где - нагрузка выше линии номинальной мощности трансформатора.
Максимальный перегруз трансформатора составляет
==1,4
где - максимальная нагрузка трансформатора по графику нагрузки.
Предварительное значение необходимо сравнить со значением ,
и если значение больше значения окончательно принимаем .
Так как =1,15<0.9*1,4=1.26 тогда принимаем =1.26
По ГОСТу 14209-85 с учетом эквивалентной температуры зимнего периода () и времени перегрузки , находим значение перегрузки допустимое = . Для трансформаторов с системой охлаждения Д. Сравниваем значением по ГОСТу и реальное. Если значение по ГОСТу меньше, чем реальное. Значит трансформатор выбран неправильно и необходимо выбрать трансформатор более мощный. Для надежности принимаем два трансформатора типа ТРДН. В случае выхода из строя одного трансформатора, второй обеспечит питание потребителя без ограничения.
Так как по ГОСТу 14209-85 =1,5>1,26 – трансформатор выбран правильно.
3.2 Выбор схемы электрических соединений подстанций
Главная схема электрических соединений должна удовлетворять следующим требованиям:
- обеспечивать надежность электроснабжения в нормальных и послеаварийных режимах;
- учитывать перспективы развития;
- допускать возможность расширения;
- обеспечивать возможность выполнения ремонтных и эксплутационных работ на отдельных элементах схемы и без отключения присоединений.
При этом следует применять простейшие схемы. Для тупиковой схемы рекомендуется применять схему «два блока с выключателем в цепях трансформатора и неавтоматической перемычкой».
Так как рассматриваемое РУ имеет малое число присоединений – то целесообразно применить упрощенную схему без сборных шин с короткими перемычками между присоединениями.
Упрощенная принципиальная схема электрических присоединений приведена на рис.3.2.
