Расчёт районной распределительной подстанции

Расчёт районной распределительной подстанции

Задание

Спроектировать замкнутую районную электрическую сеть и распределительную сеть, питающуюся от районной сети.

Таблица 1. Параметры системы и линий

Таблица 2. Параметры системы

Таблица 3. Данные трансформаторных подстанций

Таблица 4. Данные трансформаторных подстанций

Таблица 5. Данные асинхронных двигателей

Таблица 6. Данные асинхронных двигателей

Таблица 7. Данные осветительных сетей

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

Суммарная мощность двигателей

 (1.4)

ΣSдв=81,08 + j41,54 + 59,78 +j 30,63 + 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 Аc» 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 сd:

 (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 jэ – экономическая плотность тока, jэ=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

6. Определение потоков мощности при выбранном сечении проводов

Производим расчёт для номинального напряжения РЭС при Uн = 110 кВ

Определяем сопротивление участков сети согласно [1]:

,                                                               (6.1)

где r0 – погонное активное сопротивление линии,

,                                                                                 (6.2)

где x0 – погонное индуктивное сопротивление линии,

,                                                                                 (6.3)

где b0 – 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

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 Аc» 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:

Sbа′=11,12+j8,29 МВА

Определим мощность, протекающую по участку сd:

 (6.17)

Определим мощность, протекающую по участку db:

 (6.18)

Производим расчёт для номинального напряжения РЭС при Uн = 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 Аa:

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 Uн = 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

Страницы: 1, 2, 3