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 +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

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 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

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 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



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 аc:

 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 Uн = 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

cа

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 Аc:



Приведённые затраты для участка cа:



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 Uном=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

Aс

10,89

36,45

252,9

cа

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 сd:



						 (8.8)

;



Мощность в начале участка сd:



 (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 сa:



						 (8.21)





Мощность в начале участка ca



								 (8.22)





Мощность, вытекающая из узла c в участок сa:



 								 (8.23)

					



Мощность в конце участка Aa



						 (8.24)



Где  – потери мощности на участке аb 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 Aс:



						 (8.30)




Мощность в начале участка Ac:



								 (8.31)





Мощность, вытекающая из узла A в участок Aс:



 								 (8.32)





Мощность, поступающая в сеть:



								 (8.33)





9. Определение напряжений в узловых точках районной сети



Определение напряжений в максимальном режиме при Uном=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.

	Uн=110кВ

	











Σ

	Uн=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 Uн=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

Aс

10,89

39,15

234

cа

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 сd:



						 (8.44)

;



Мощность в начале участка сd:



 (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 сa:



						 (8.50)





Мощность в начале участка ca



								 (8.51)




Мощность, вытекающая из узла c в участок сa:



 								 (8.52)





Мощность в конце участка Aa



						 (8.53)



Где  – потери мощности на участке аb 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 Aс:



						 (8.59)





Мощность в начале участка Ac:



								 (8.60)





Мощность, вытекающая из узла A в участок Aс:



 								 (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 Uном=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;

SHAc= S'Ac – SCAc

SHAa=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

pнKл

578.34

578.34

578.34

578.34

И

0.032

0.129

0.29

0.514

З

578.37

578.469

578.63

578.854

АСО-300/39

I, А

5

10

15

20

pнKл

594.86

594.86

594.86

594.86

И

0.025

0.103

0.23

0.412

З

594.885

594.963

595.09

595.272



По данным расчётов строим зависимость приведённых затрат от тока З = f(I) для каждого сечения.




11. Определение напряжения на шинах ГПП в моменты максимальной и минимальной нагрузок



Для определения напряжения на шинах ГПП просчитаем мощность, протекающую по участку с учетом потерь и генерации, в максимальном и минимальном режимах.

Параметры линии, питающей ГПП: r=5.45 Ом, x=19.58 Ом, b=4,68·10-4См.

Для дальнейшего расчета необходимо выбрать трансформаторы ГПП. Условия выбора согласно [1]



 (11.1)





По каталогу выбираем трансформатор типа ТРДН-32000/220. Катложные данные трансформатора сведем в таблицу11.1



Таблица 11.1. Параметры трансформатора ТРДН – 32000/220

























Диапазон регулирования РПН

230

11

45

150

11,5

0,65

±12×1%



Определим сопротивления трансформатора согласно [1]



 (11,2)



 (11.3)







Потери мощности в трансформаторах



 (11,4)









Максимальный режим.

Мощность в конце участка а-ГПП



 (11.5)

	 Потери мощности на участке а-ГПП

 (11.6)





Мощность в начале участка а-ГПП



 (11.7)





Мощность, втекающая в этот участок а-ГПП


 (11.8)





Потери напряжения в максимальном режиме на участке а-ГПП



 (11.9)





Напряжение на шинах ВН ГПП



 (11.10)





Потери напряжения в трансформаторе в максимальном режиме



 (11.11)





Минимальный режим.

Sнагр.ГППmin=3.28+j2.5 MBA

Потери в трансформаторе в минимальном режиме



Мощность в конце участка




 (11.12)





Потери мощности на участке



 (11.13)





Мощность в начале участка



 (11.14)





Мощность, втекающая в этот участок



 (11.15)





Потери напряжения в минимальном режиме



 (11.16)



 (11.17)




Потери напряжения в трансформаторе в минимальном режиме



 (11.18)





Ответвления на трансформаторе при максимальной нагрузке согласно:



 							(11.19)



Ответвления на трансформаторе при минимальной нагрузке согласно:



 	 					(11.20)



где  напряжение холостого хода на стороне НН;

∆ потери напряжения в трансформаторе, приведённые к стороне НН;

 напряжение на стороне ВН при максимальной / минимальной нагрузках;

 напряжение на стороне НН при максимальной / минимальной нагрузках.



Потери напряжения в трансформаторе, приведенные к стороне НН








Находим  при максимальной нагрузке.



Напряжение ответвления в минимальном режиме



Для РПН трансформатора ТРДНС – 32000/220 составляем табл. 11.1. регулируемых ответвлений.



Таблица 11.1. Ступени регулирования РПН трансформатора ТРДНС – 32000/220

№ ступени

Uст, кВ

№ ступени

Uст, кВ

-1

217,8

+1

222,2

-2

215,6

+2

224,4

-3

213,4

+3

226,6

-4

211,2

+4

228,8

-5

209

+5

231

-6

206,8

+6

233,2

-7

204,6

+7

235,4

-8

202,4

+8

237,6

-9

200,2

+9

239,8

-10

198

+10

242

-11

195,8

+11

244,2

-12

193,6

+12

246,4



В максимальном режиме трансформатор нужно переключить на ответвление +5, и минимальном – +5.

Пересчитаем напряжения на стороне НН при выбранных ответвлениях










12. Определение сечения проводов сети, питающей ТП



Выбор сечения проводов производится по экономической плотности тока:



,									(12.1)



где  сечение на участке

номинальный ток на участке

jэ – экономическая плотность тока, j = 1.1 А/мм2 при Тmax = 3500 ч.

Результаты расчета сведем в таблицу 13.1. Выбираем кабели марки ААБв



Таблица 13.1. Сечения и параметры кабелей, питающих ТП

участок

I, A

F, мм2

l, м

r, Ом

ГПП – ТП1

23

20,91

500

0,62

ГПП – ТП2

94,2

85,64

700

0,228

ТП1 – ТП3

21,99

19,99

1200

1,49

ТП3 – ТП4

10,39

9,45

400

1,24



13. Определение напряжения на стороне ВН всех ТП. Определить потери напряжения в сети до 1000В



Напряжение на стороне ВН ТП при максимальном режиме.

Радиальная сеть. (ТП №1):

ТП №1: Мощность трансформатора 

Выбираем трансформатор типа ТМ-400 с параметрами: 



Сопротивления трансформатора





Потери в трансформаторе определим согласно [1]



,								(14.1)





Мощность в конце участка ГПП-ТП1



 					 (14.2)



где потери холостого хода трансформатора



,								(14.3)

,								(14.4)



где ток холостого тока трансформатора,









Потери мощности в линии ГПП-ТП1







Мощность в начале участка ГПП-ТП1



Напряжение на шинах ВН ТП №1:

	

	Потери напряжения в трансформаторе Т1



						(14.5)





Магистральная сеть.

ТП №2: Мощность трансформатора 

Выбираем трансформатор типа ТМ-1600 с параметрами: 



Сопротивления трансформатора





ТП №3: Мощность трансформатора 

Выбираем трансформатор типа ТМ – 250 с параметрами: 



Сопротивления трансформатора, приведённые к стороне ВН.



								(14.6)



								(14.7)





Потери в трансформаторе определим согласно [1]



,								(14.8)





Мощность в конце участка ТП2-ТП3



 					 (14.9)



где потери холостого хода трансформатора



,								(14.10)

,								(14.11)



где ток холостого тока трансформатора,





Потери мощности в линии ТП2-ТП3



Мощность в начале участка ТП2-ТП3



Потери в трансформаторе Т2



Мощность на шинах ВН Т2:



						(14.12)





Полная мощность в конце линии ГПП-ТП2



Потери мощности в линии ГПП-ТП2



Мощность в начале участкаГПП-ТП2



Напряжение на шинах ВН ТП №2:

	

	

	Потери напряжения в трансформаторе Т3



						(14.13)





Потери напряжения в трансформаторе Т2



Радиальная сеть.

ТП №4: Мощность трансформатора 

Выбираем трансформатор типа ТМ-400 с параметрами: 



Сопротивления трансформатора





Потери в трансформаторе определим согласно [1]



,								(14.14)





Мощность в конце участка ГПП-ТП4



 					(14.15)



где потери холостого хода трансформатора



,								(14.16)

,								(14.17)



где ток холостого тока трансформатора,





Потери мощности в линии ГПП-ТП4



Мощность в начале участка ГПП-ТП1



Напряжение на шинах ВН ТП №4:

	

	Потери напряжения в трансформаторе Т4



						(14.18)





Напряжение на стороне ВН ТП при минимальном режиме рассчитываются аналогично. Результаты расчета сведем в таблицы 14.1.



Таблица 14.1. Мощности и напряжения на ТП



ТП1

ТП2

ТП3

ТП4

∆ST, кВА

0,352+j2,88

2,15+j10,5

0,31+j0,92

0,32+j2,6

SВНТП, кВА

129,43+j107,28

461,75+j317,5

47,11+j55,64

92,6+j132,6

UВНТП, кВ

10,11+j0,061

10,109+j0,0084

10,1+j0,0152

10,106+j0,0195

∆UТ, кВ

0,137+j0,129

0,14+j0,135

0,126+j0,053

0,151+j0,085

Мощности в линиях



ГПП-ТП1

ГПП-ТП2

ТП2-ТП3

ГПП-ТТП4

SK, кВА

129,43+j107,28

508,86+j373,14

47,11+j55,64

92,6+j132,6

∆S, кВА

0,44

0,91

0,065

0,39

SH, кВА

129,87+j98,88

509,77+j373,14

47,175+j55,64

92,99+j132,6



Выбор ответвлений регулирования напряжения трансформаторов.

На всех ТП устанавливаются трансформаторы с ПБВ. Коэффициент трансформации может изменяться в пределах  со ступенью регулирования по 2,5%.

Согласно [1]


								(14.19)



где  отклонение напряжения на стороне НН, %

 отклонение напряжения на стороне ВН, %

 потери напряжения в трансформаторе, %

Е – добавка напряжения, %

ТП №1:

В максимальном режиме:

В минимальном режиме: 





Принимаем ответвление 0%, величина добавки по [1] равна 5%





Так как к ТП1 подключена как двигательная так и осветительная нагрузка, то допустимое отклонение напряжения в большую сторону должно быть не больше 5%.

Условие выполняется.

ТП №2

В максимальном режиме 

В минимальном режиме 





Принимаем ответвление 0%, величина добавки по [1] равна 5%.





У ТП №2 отклонение напряжения в допустимых пределах Uдоп = 5%. Условие выполняется.

ТП №3

В максимальном режиме 

В минимальном режиме 





Принимаем ответвление 0%, величина добавки по [1] равна 5%.





У ТП №3 отклонение напряжения в допустимых пределах Uдоп = 5%. Условие выполняется.

ТП №4

В максимальном режиме 

В минимальном режиме 





Принимаем ответвление 0%, величина добавки по [1] равна 5%.





У ТП №4 отклонение напряжения в допустимых пределах Uдоп = 5%. Условие выполняется.

Действительное напряжение на стороне НН ТП [1]:

							(14.20)

где 

ТП №1:





ТП №2:





ТП №3:





ТП №4:







14. Баланс реактивной мощности



Уравнение баланса реактивной мощности [1]:



, 						(15.1)



где  генетитуемая реактивная мощность станции за вычетом собственных нужд.

 реактивная мощность потребителей,

 суммарные потери реактивной мощности,

 Суммарное потребление реактивной мощности.

В максимальном режиме:

,



 (15.2)







В этом случае необходимо установить конденсаторные батареи, которые будут обеспечивать компенсацию реактивной мощности.



В минимальном режиме реактивная мощность:



В данном случае наблюдается нарушение баланса реактивной мощности.



,









В этом случае необходимо установить конденсаторные батареи, которые будут обеспечивать компенсацию реактивной мощности.






15. Выбор защитных аппаратов и сечения проводов сети до 1000 В



По заданным мощностям двигателей РНОМ по справочным данным [3] выбираем соответствующие мощности  и КПД. Пусковые и номинальные токи двигателей определяем по формуле:



							(16.1)

									(16.2)



где коэффициент пуска.

Для двигателя М1 принимаем [3]:

 ; 





Результаты расчётов для остальных двигателей сводим в табл. 16.1.



Таблица 16.1. Справочные и расчётные данные двигателей

Параметры

М1

М2

М3

М4

М5

Р, кВт

81,08

59,78

38,46

133,69

81,52

cosφ

0,9

0,9

0,9

0,9

0,9

η

0,93

0,925

0,91

0,93

0,93

IH, А

136,14

100,38

68,64

239,61

136,14

KП

7

7

7

6

7

IП, А

952,98

702,66

480,48

1437,66

952,98



Для защиты двигателей принимаем автоматические выключатели. Выбор автоматов для каждого двигателя произведем по условиям согласно [1]


 									(16.3)

 								(16.4)



где  расчётный ток двигателя

 пусковой ток двигателя.

Для двигателя М1:







Принимаем автомат АЕ – 2063М; ; 

Выбираем проводник для питания двигателя М1 по условию согласно [1]

Iдоп≥Iу

Iдоп≥136,14 А

Принимаем кабель, АСБ (3×50+1×25), Iдоп=165 А.

Аналогично выполняем выбор для остальных двигателей. Результаты расчётов сводим в таблицу 16.2.



Таблица 16.2. Справочные и расчётные данные двигателей

№ п/п

Р, кВт

cosφ

η

IH, А

IП, А

Автоматический

выключатель

Проводник















тип

Iдоп, А

М1

8108

0,9

0,93

136,14

925,98

АЕ-2063, Iу=160А, 12Iу

АСБ (3×50+1×25)

65

М2

59,78

0,9

0,925

100,38

702,66

АЕ2063, Iу=125А, 12Iу

АСБ (3×35+1×25)

135

М3

38,46

0,9

0,91

68,64

480,48

АЕ2053МП, Iу=80А, 12Iу

АСБ (3×16+1×10)

90

М4

133,69

0,9

0,93

239,61

1437,66

АВ4Н, Iу=250А, 12Iу

АСБ (3×120+1×70)

270

М5

81,52

0,9

0,93

136,14

925,98

АЕ-2063, Iу=160А, 12Iу

АСБ (3×50+1×25)

65


Выбор автомата для защиты группы электродвигателей М1, М3, М5:



 	 (16.5)

; (16.6)



где Iр - расчетный ток, Iр=kcΣ·IH;

kc – коэффициент спроса, kc=1

 	

;

Выбираем АВМ4Н, , 5Iу.

Проводник выбираем по условию:

Iдоп≥Iу (16.7)

Iдоп≥400 А

Выбираем кабель 2 АСБ (3×70+1×35), Iдоп=400А;

Для защиты сети освещения выбираем предохранители по условию:



, 		 (16.8)



где номинальный ток плавкой вставки.

Номинальный ток одной распределительной сети освещения:



; (16.9)







Принимаем предохранитель ПРС-25, IВ=25А

Предохранитель для группы распределительных сетей освещения:



Iр=n∙;

n-число распределительных сетей освещения, n=9;

Iр=9∙22,727=204.543А;



Принимаем предохранитель ПП31–250, IВ=250А

Группа сетей освещения защищается автоматом. Его выбор произведем также по условию:





Принимаем автомат АВМ4Н,,

Вводной автомат всей сети, питающейся от ТП:

	









Принимаем автомат АВМ10Н,, 3Iу

Выбираем кабель 3×АСБ (3×120+1×70), Iдоп=810А






Список литературы



1. Идельчик В.И. «Электрические системы и сети»

2. Радченко В.Н.: «Методические указания и задания на курсовой проект по дисциплине < Электрические сети и системы >.

3. Неклепаев Б.Н.:» Электрическая часть электростанций и подстанций.

Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования»