Расчёт районной распределительной подстанции Задание Спроектировать замкнутую районную электрическую сеть и распределительную сеть, питающуюся от районной сети. Таблица 1. Параметры системы и линий Схема распределительной сети Длина, км Длина сети питания ГПП, км Район климатических условий A-a c-a b-d A-c c-d a-b Рис. 14 150 170 80 90 220 120 90 II Таблица 2. Параметры системы Мощность нагрузки / коэффициент мощности в узлах, МВА Точка подключения ГПП Мощность нагрузки ГПП, МВА / Т max а b с d 33/0.8 16/0.8 13/0.9 18/0.9 a 8/0.9 3500 Таблица 3. Данные трансформаторных подстанций ТП №1 ТП №2 Мощность нагрузки ТП, кВА Длина сети, питающей ТП, м Схема соединения Мощность нагрузки ТП, кВА Длина сети, питающей ТП, м Схема соединения 400/0.8 500 Рад. 950/0.8 700 Маг. Таблица 4. Данные трансформаторных подстанций ТП №3 ТП №4 Мощность нагрузки ТП, кВА Длина сети, питающей ТП, м Схема соединения Мощность нагрузки ТП, кВА Длина сети, питающей ТП, м Схема соединения 180/0.65 400 Маг. 380/0.6 1200 Рад. Таблица 5. Данные асинхронных двигателей Номер ТП, от которой питается сеть, питающая потребители Длина сети, питающей РЩ, м Двигатель М1 Двигатель М2 Мощ-ность, кВт Длина сети, питаю-щей АД, м Схема соеди-нения Мощ-ность, кВт Длина сети, питаю-щей АД, м Схема соеди-нения 2 110 75 50 Маг 55 25 Рад. Таблица 6. Данные асинхронных двигателей Двигатель М3 Двигатель М4 Двигатель М5 Мощ-ность, кВт Длина сети, питаю-щей АД, м Схема соеди-нения Мощ-ность, кВт Длина сети, питаю-щей АД, м Схема соеди-нения Мощ-ность, кВт Длина сети, питаю-щей АД, м Схема соеди-нения 35 25 Маг. 125 30 Рад. 75 40 Маг. Таблица 7. Данные осветительных сетей Длина сети от шины до РЩ, м Освещение Мощность одной распределительной сети освещения, кВт Длина распределительной осветительной сети, м Кол – во распределительных осветительных сетей 190 15 80 9 Введение Проектирование электрических сетей и систем в настоящее время является одной из ведущих направлений в современной энергетике, т. к. от правильного проектирования зависит уровень затрат при постройке линии, а так же величина потерь в линии при передаче электроэнергии от электростанции до потребителя. Задачей проектирования является выбор схемы соединения и параметров отдельных элементов сети с учётом передаваемой мощности и длины линий. При этом учитываются так же условия будущей эксплуатации сети, а именно, экономичность её работы. 1. Составление схемы питания потребителей Питание трансформаторных подстанций ТП №2, ТП №3 осуществляется по магистральной схеме от ГПП, а ТП №1, ТП №4 – по радиальной схеме. Питание электродвигателей осуществляется как по магистральной так и по радиальной схеме от РЩ, запитанного от ТП №2. Питание освещения производится по радиально – магистральной схеме. Мощность двигателя потребляемая из сети (1.1) где = 0,89 по табл. 4.1 [3] = 0,925 по табл. 4.1 [3] = 91.1 кВА Реактивная мощность двигателя (1.2) Активная мощность двигателя, потребляемая из сети (1.3) Аналогично определим мощности для остальных двигателей. Результаты расчётов сведём в табл. 1.1 Таблица 1.1. Расчётные величины мощностей двигателей М1 М2 М3 М4 М5 S, кВА 91.1 67.17 42.73 148.54 91.6 Р, кВт 81.08 59.78 38.46 133.69 81.52 Q, квар 41.54 30.63 18.62 64.74 41.77 Суммарная мощность двигателей (1.4) ΣSдв=81,08 + j41,54 + 59,78 +j30,63 + 38,46 + j18,62 +133,69 + j64,74 + 81,59 + j41,77 = =254,07+j197,3 кВА. Суммарная мощность нагрузки ТП №1 , (1.5) где = 760 + j570 кВА по табл. 3 – суммарная мощность осветительной сети. 2. Определение мощности трансформаторов ГПП и ТП При выборе мощности трансформаторов ГПП необходимо, чтобы в нормальном режиме загрузка их была не ниже 0,7, а в момент аварийного отключения одного из них. Оставшийся трансформатор работал с перегрузкой не более 40%. Поскольку производиться питание от ГПП потребителей 1 и 2 категорий, то на ГПП должно устанавливаться не менее двух трансформаторов с учетом, что в моменты аварии одного трансформатора второй трансформатор должен обеспечить всех потребителей. Цеховые трансформаторные подстанции выполняются однотрансформаторными. Выбор трансформаторов ГПП [2] (2.1) где ; n – количество трансформаторов на ГПП; КЗ – коэффициент загрузки, КЗ =0,7 – мощность нагрузки ГПП = 0,320+j0,240 МВА = 1,14907+j0,7673 МВА = 0,117+j0,13679 МВА = 0,228+j0,304 МВА Sнагр = 6.4 + j4,8 +0,320+j0,240 +1,149+j0,7673 +0,117+j0,1368 +0,228+j0,304 = =7,214+j6,248 МВА Предварительно выбираем трансформатор мощностью 10 МВА Выбор трансформаторов на однотрансформаторных ТП по [2] (2.2) Предварительно выбираем трансформатор мощностью 400 кВА Предварительно выбираем трансформатор мощностью 1600 кВА Предварительно выбираем трансформатор мощностью 250 кВА Предварительно выбираем трансформатор мощностью 400 кВА 3. Определение предварительных потоков мощности на участках РЭС Т.к. при определении распределения потоков мощности по участкам сети сечения проводов неизвестно, тогда предположим, что вся сеть выполнена проводами одного сечения, находим распределение мощности в сети по длинам участков. Мощности нагрузок каждого узла РЭС. S'a = 34,61+j26,05 МВА Sb = 12,8+j9,6 МВА S c = 11,7+j5,67 МВА Sd =16,2+j7,85 МВА Разносим нагрузку Sd (3.1) (3.2) Суммарная нагрузка в точке b с учётом разнесённой нагрузки (3.3) Разносим нагрузку Sb (3.4) (3.5) Эквивалентная длина участка ac (3.6) Разрежем кольцо по точке питания. Получим линию с двухсторонним питанием. Определим мощность, протекающую на участке А c » и Aa » , согласно [1] (3.7) (3.8) Определим мощность, протекающую по участку с "а» Sc ′′а′′ =SAc ′′ – Sc (3.9) Определим мощность, протекающую по участку a ' bc ': (3.10) Определим мощность, протекающую по участку c ' a ′ : ′ (3.11) Определим мощность, протекающую по участку с′b′: (3.12) Определим мощность, протекающую по участку b 'а': (3.13) Меняем направление потока мощности на противоположное: Sа′ b =13,05+j8,01 МВА Определим мощность, протекающую по участку с d : (3.14) Определим мощность, протекающую по участку db : (3.15) Меняем направление потока мощности на противоположное: Sbd =0,2 – j1,59 МВА 4. Выбор номинального напряжения РЭС Для ориентировочного определения напряжения сети воспользуемся формулой Стилла, так как выполняется условие: P<60 МВт, l<250 км, согласно [1] (4.1) Определим номинальное напряжение на главных участках Ас и Aa : кВ кВ Необходимо просчитать сеть при разных напряжениях для выбора экономически более выгодного. Зададимся напряжениями Uн =110 кВ и Uн =220 кВ. 5. Выбор сечения РЭС По выбранному напряжению и предварительным потокам мощности определяем сечение проводов РЭС. Uн = 110 кВ Для определения сечения необходимо посчитать ток на каждом участке: (5.1) А А А А А A Требуемое сечение определим по формуле, согласно [1] , (5.2) где j э – экономическая плотность тока, j э =1,1А/мм2 при Т max >3500 час мм2 Принимаем провод марки АС – 185. мм2 Принимаем провод АСО-240. мм2 Принимаем провод АС-70. мм2 Принимаем провод АС-95. мм2 Принимаем провод АС-70. мм2 Принимаем провод АС-70. Принимаем Uн = 220 кВ Токи на участках: А А А А А А Определим требуемые сечения: мм2 Принимаем провод АСО – 240, так как при напряжении 220кВ это наименьшее допустимое сечение по короне [1]. мм2 Принимаем провод АСО-240. мм2 Принимаем провод АСО-240. мм2 Принимаем провод АСО-240. мм2 Принимаем провод АСО-24 мм2 Принимаем провод АСО-240. Таблица 5.1. Погонные параметры проводов Номинальное сечение провода, мм r0, Ом/км x0, Ом/км b0 ×10-6 , См/км 110кВ 220 кВ 110 кВ 220 кВ 70 0,428 0,444 - 2,55 - 95 0,306 0,434 - 2,61 - 120 0,249 0,427 - 2,66 - 150 0,198 0,42 - 2,7 - 185 0,162 0,413 - 2,75 - 240 0,121 0,405 0,435 2,81 2,6 6. Определение потоков мощности при выбранном сечении проводов Производим расчёт для номинального напряжения РЭС при U н = 110 кВ Определяем сопротивление участков сети согласно [1]: , (6.1) где r 0 – погонное активное сопротивление линии, , (6.2) где x 0 – погонное индуктивное сопротивление линии, , (6.3) где b 0 – погонная ёмкостная проводимость линии, Для участка Аа : Ом , Ом См Результаты расчётов на остальных участках сведём в табл. 6.1 Таблица 6.1. Результаты расчётов сопротивлений участков сети Участок сети r, Ом x, Ом b×10-6 , См Аа 24,3 61,95 412,5, ab 51,36 53,28 306 Ac 10,89 36,45 252,9 bd 34,24 32,4 204 cd 67,32 90,86 605 cа 72,76 75,48 433,5 Разносим нагрузку Sd (6.4) (6.5) Суммарная нагрузка в точке b с учётом разнесённой нагрузки (6.6) Разносим нагрузку Sb (6.7) (6.8) Эквивалентное сопротивление участка ac : (6.9) Разрезав кольцо по точке питания, получим линию с двухсторонним питанием. Определим мощность, протекающую на участке А c » и Aa » , согласно [1] (6.10) (6.11) Определим мощность, протекающую по участку a"c» (6.12) Определим мощность, протекающую по участку a ' bc ': (6.13) Определим мощность, протекающую по участку a ' c ': (6.14) Определим мощность, протекающую по участку с' b ': (6.15) Определим мощность, протекающую по участку b 'а': (6.16) Меняем направление потока мощности на противоположное: Sb а′ =11,12+j8,29 МВА Определим мощность, протекающую по участку с d : (6.17) Определим мощность, протекающую по участку db : (6.18) Производим расчёт для номинального напряжения РЭС при U н = 220 кВ В связи с тем, что при Uн = 220 кВ РЭС выполнена одним сечением, то распределение мощности на участках будет таким же как и при предварительном расчёте. Проверка сечений проводников в аварийных режимах. При Uном =110 кВ: а) Оборвем участок А a : S' Ac = SAc + SAa (6.19) S' Ac =(39,84+j23,13)+(35,24+j27,1)=75,08+j50,23 МВА =90,33 МВА; Величина тока на участке Ас: А Длительно допустимый ток для провода марки АСО-240 согласно табл. п. 9 [1]: Iдоп =605 А, 474,19 А<605 А Так как ток на участке Ас меньше допустимого, следовательно выбранное сечение в корректировке не нуждается. б) при обрыве участка Ас расчет аналогичен. А Длительно допустимый ток для провода марки АС-185 согласно табл. п. 9 [1]: Iдоп =520 А, 474,19 А<520 А Так как ток на участке Ас меньше допустимого, следовательно выбранное сечение в корректировке не нуждается. При Uном = 220 кВ: а) При обрыве участка Аа, по участку Ас будет протекать мощность, равная: S' Ac = SAc + SAa S' Ac =(39,03+j22,43)+(36,28+j24,66)=75,31+j47,09МВА=88,82 МВА Величина тока на участке Ас: А Из табл. п. 9. [1] длительно допустимый ток для провода АС -240: I доп = 605 А 233,09 А< 605 А, т.е. ток на участке меньше допустимого, следовательно выбранное сечение в корректировке не нуждается. б) при обрыве участка Ас расчет аналогичен. 7. Определение затрат на варианты и выбор оптимального напряжения Минимум приведённых затрат на вариант определяем согласно [1]: , (7.1) где рН – нормативный коэффициент, рН =0,125 [1]; К – капитальные затраты на строительство сети; Iнб – наибольший ток в линии; rл – активное сопротивление линии; время максимальных потерь, согласно [1] -ежегодные отчисления на амортизацию и текущий ремонт, год-1 [1] (7.2) ч β – стоимость потерь электроэнергии, β=2×10-8 тыс. у. е.кВт/ч Расчёт затрат на вариант при U н = 110 кВ Пересчитаем токи, протекающие по участкам А А А А А А Капитальные затраты на сеть принимаем из таблицы 9.5 [2]. Необходимые данные сведём в табл. 7.1 Таблица 7.1. Стоимость сооружений воздушных линий 110 кВ тыс. у. е./ км Опоры Район по гололёду Провода сталеалюминиевые сечением, мм2 70 95 185 240 Стальные одноцепные II 16,5 16,4 18 18,8 Приведённые затраты для участка Аа: Приведённые затраты для участка Ас: Приведённые затраты для участка а c : Приведённые затраты для участка ab : Приведённые затраты для участка bd : Приведённые затраты для участка cd : Суммарные приведённые затраты на РЭС: Расчёт затрат на вариант при U н = 220 кВ Так как сеть при напряжении 220 кВ выполнена одним сечением, то согласно таблице 9.7 [2] К=21 тыс. у. е./км. Значения активных сопротивлений сведем в таблицу 7.2 Таблица 7.2. Активные сопротивления участков РЭС Участок Aa Ac c а ab bd cd r 18,15 10,89 20,57 14,52 9,68 26,62 Приведённые затраты для участка Аа: Приведённые затраты для участка А c : Приведённые затраты для участка c а: Приведённые затраты для участка ab : Приведённые затраты для участка bd : Приведённые затраты для участка cd : Суммарные приведённые затраты на РЭС: В связи с тем, что приведенные затраты на строительство линии 110 кВ меньше, чем на строительство линии 220 кВ, принимаем напряжение РЭС равное 110 кВ. 8. Определение потерь мощности в районной сети Определим потери мощности в максимальном режиме при U ном =110 кВ По табл. 5.1 рассчитаем сопротивления линий и результаты сведём в табл. 8.1 Таблица 8.1. Результаты расчётов сопротивлений участков сети Участок сети r, Ом x, Ом b×10-6 , См Aa 24,3 61,95 412,5 A с 10,89 36,45 252,9 c а 72,76 75,48 433,5 ab 51,36 53,28 306 bd 8.47 30.45 1.82 cd 34,24 32,4 204 Расчёт потерь мощности ведём из точки потокораздела d . Определим потери мощности на участке db : Мощность генерируемая линией в конце участка согласно [1]: (8.1) Мощность в конце участка d : (8.2) Потери мощности на участке db , согласно [1] (8.3) где активная мощность в конце участка db ; реактивная мощность в конце участка db ; активное сопротивление линии по табл. 8.1; реактивное сопротивление линии по табл. 8.1; Мощность в начале участка db : (8.4) Мощность в начале участка, генерируемая линией, будет равна мощности, генерируемой в конце участка: Мощность, вытекающая из узла d в участок db : (8.5) ∆S'db = S'db - Sdb ; (8.6) ∆S'db =1.456-j1.084 – (1.45-j1.37)=0.006+j0.286МВА; Мощность в конце участка cd : , (8.7) (8,10) Потери мощности на участке с d : (8.8) ; Мощность в начале участка с d : (8.9) Мощность, вытекающая из узла c в участок cd : (8.10) Мощность в конце участка ab : (8.11) Потери мощности на участке ab : (8.15) Мощность в начале участка ab : (8.16) Мощность, вытекающая из узла a в участок ab : (8.17) Мощность в конце участка ca : (8.18) Где ∆Sab ( ca ) – потери участка ab , протекающие по участку ca ; (8.19) (8.20) Потери мощности на участке с a : (8.21) Мощность в начале участка ca (8.22) Мощность, вытекающая из узла c в участок с a : (8.23) Мощность в конце участка Aa (8.24) Где – потери мощности на участке а b с учетом генерируемой мощности линии; (8.25) Потери мощности на участке Aa (8.26) Мощность в начале участка Aa (8.27) Мощность, вытекающая из узла A в участок Aa (8.28) Мощность в конце участка Ac : (8.29) Потери мощности на участке A с: (8.30) Мощность в начале участка Ac : (8.31) Мощность, вытекающая из узла A в участок A с: (8.32) Мощность, поступающая в сеть: (8.33) 9. Определение напряжений в узловых точках районной сети Определение напряжений в максимальном режиме при U ном =110 кВ Принимаем согласно рекомендации [1] напряжение в точке питания А : , (9.1) Напряжение в узле а согласно [1] (9.2) Напряжение в узле d : (9.3) Так как напряжение в узле намного меньше, чем на -5% от номинального значения, то нет смысла дальше рассчитывать сеть при этом напряжении. Прежде чем брать напряжение 220 кВ, определим срок окупаемости РЭС при этом напряжении. Определение срока окупаемости при напряжении 220кВ , (9.4) Где к1 и к2 - капиталовложение но сооружение РЭС при Uн =220кВ и Uн =110кВ соответственно И – суммарная стоимость потерь электроэнергии РЭС. К1 = 17430 тыс.у. е. К2 = 14105 тыс.у. е. Определим стоимость потерь ЭЭ на каждом участке РЭС. , (9.5) Где β=2*10-8 тыс. у. е. τ=1968,16 ч. r – сопротивление каждого участка. I2 – ток, протекаемый на участке. U н=110кВ Σ U н=220кВ Σ Не смотря на то, что срок окупаемости больше 8 лет, принимаем Uн =220кВ, т. к. при Uн =110кВ нет возможности обеспечить всех потребителей нужным качеством ЭЭ. 8. Определение потерь мощности в районной сети при U н =220кВ Определение потерь мощности в максимальном режиме По табл. 5.1 рассчитаем сопротивления линий и результаты сведём в табл. 8.1 Таблица 8.1. Результаты расчётов сопротивлений участков сети Участок сети r, Ом x, Ом b×10-6 , См Aa 18,15 65,25 390 A с 10,89 39,15 234 c а 20,57 73,95 442 ab 14,52 52,2 312 bd 9,68 34,8 208 cd 26,62 95,7 572 Расчёт потерь мощности ведём из точки потокораздела d . Определим потери мощности на участке bd : Мощность генерируемая линией в конце участка согласно [1]: (8.34) Мощность в конце участка bd : (8.35) Потери мощности на участке bd , согласно [1] (8.36) где активная мощность в конце участка bd ; реактивная мощность в конце участка bd ; активное сопротивление линии по табл. 8.1; реактивное сопротивление линии по табл. 8.1; Мощность в начале участка bd : (8.37) Мощность в начале участка, генерируемая линией, будет равна мощности, генерируемой в конце участка: Мощность, вытекающая из узла b в участок bd : (8.38) ∆S'bd = S'bd - Sbd ; ∆S'bd =0,28 – j11.62 – (0.23-j1.59)=0.05-j10.03МВА; Мощность в конце участка ab : (8.39) Потери мощности на участке ab : (8.40) Мощность в начале участка ab : (8.41) Мощность, вытекающая из узла a в участок ab : (8.42) Мощность в конце участка cd : , (8,43) Потери мощности на участке с d : (8.44) ; Мощность в начале участка с d : (8.45) Мощность, вытекающая из узла c в участок cd : (8.46) Мощность в конце участка ca : (8.47) Где ∆Sab ( ca ) – потери участка ab , протекающие по участку ca ; (8.48) (8.49) Потери мощности на участке с a : (8.50) Мощность в начале участка ca (8.51) Мощность, вытекающая из узла c в участок с a : (8.52) Мощность в конце участка Aa (8.53) Где – потери мощности на участке а b с учетом генерируемой мощности линии; (8.54) Потери мощности на участке Aa (8.55) Мощность в начале участка Aa (8.56) Мощность, вытекающая из узла A в участок Aa (8.57) Мощность в конце участка Ac : (8.58) Потери мощности на участке A с: (8.59) Мощность в начале участка Ac : (8.60) Мощность, вытекающая из узла A в участок A с: (8.61) Мощность, поступающая в сеть: (8.62) Определим потери мощности в минимальном режиме Принимаем величину минимальной нагрузки равной 40% от максимальной. Так как расчет минимального режима такой же, как и расчет максимального режима, то оформим его в виде таблицы. Таблица 8.2. Расчёт потерь мощности в минимальном режиме Участок Aa Ac ca ab bd cd Мощность генерируемая линией -j9.44 -j5.66 -j10.6 -j7.55 -j5.03 -j13.84 Мощность в конце участка 14.53-j15.36 15.88-j53.9 4.6-j16.75 5.23-j14.39 0.108-j5.67 6.39-j10.06 Потери мощности 0.17+j0.6 0.71+j2.55 0.13+j0.46 0.07+j0.25 0.0064+j0.023 0.08+j0.28 Мощность в начале участка 14.7-j14.76 16.59-j51.35 4.73-j16.29 5.3-j14.14 0.1144-j5.65 6.47-j9.78 Мощность, втекающая в участок S’, МВА 14.7-j24.2 16.59-j57.01 4.73-j26.89 5.3-j21.69 0.1144-j10.68 6.47-j23.62 Мощность, поступающая в сеть (8.63) Определение напряжений в максимальном режиме при U ном =220кВ Принимаем согласно рекомендации [1] напряжение в точке питания А : , (9.6) Напряжение в узле с согласно [1] (9.7) Напряжение в узле d : (9.8) Напряжение в узле а согласно [1] (9.9) Напряжение в узле b : (9.10) Напряжение в узле d : (9.11) Определение напряжений в минимальном режиме Принимаем согласно рекомендации [1] напряжение в точке питания А : , (9.12) Находим напряжение в узле а согласно [1] (9.13) Так как напряжение в узле с не удовлетворяет условию: Ua . min = ± 5% Uном, устанавливаем в источнике питания реактор, мощностью 50 Мвар для компенсации реактиной мощности на участке Ас , и пересчитаем с учетом этого поток мощности в начале участка Ас и напряжение в узле с. S'Ас =16,59 – j1,35 МВА; SH Ac = S'Ac – SCAc SH Aa =16,59 – j1.35 – (-j5.66)=16.59+j4.31 МВА Напряжение в узле c : (9.14) Напряжение в узле d по формуле [1] (9.15) Напряжение в узле с согласно [1] (9.16) Напряжение в узле d по формуле [1] (9.17) Находим напряжение в узле а согласно [1] (9.18) Напряжение в узле b (9.19) 10. Определение сечения проводов сети, питающей ГПП Расчётная мощность, потребляемая ГПП равна Ток в линии, питающей ГПП (10.1) Сечение линии выбираем по экономической плотности тока (10.2) По условию коронирования минимальное сечение на 220 кВ будет 240 мм2 . Выбор оптимального сечения проводим по экономическим интервалам, исходя из приведённых затрат, учитывая что по условиям надежности электроснабжения ГПП должно питаться двумя параллельными линиями. (10.3) Для выбора линии рассмотрим два варианта: 2×АСО-240/32 и 2×АСО-300/39. Для АСО-300 К=21,6 тыс. у. е./км [2], Данные для построения сведем в таблицу 10.1 Таблица 10.1. Данные приведенных затрат на каждое сечение       АСО-240/32 I, А 5 10 15 20 pн Kл 578.34 578.34 578.34 578.34 И 0.032 0.129 0.29 0.514 З 578.37 578.469