Проектирование подстанции систем электроснабжения города 220/35/10

    Для схемы рисунка 1б расчетную мощность понижающих трансформаторов по максимуму  нагрузки из графика рисунка 4 определяем по формуле (3).

    

.

    Предварительно  выбираем трансформатор ТД 80000/110 [2].

    Мощность  повышающих трансформаторов определяется по максимальной нагрузке из графика  рисунка 3.

    

.

    Предварительно выбираем трансформатор ТД 40000/35 [2].

    Оба трансформатора подходят, так как  первый по своим характеристикам  соответствует рассмотренному выше трансформатору, а второй, так как его номинальная мощность больше максимальной мощности нагрузки.

    Номинальные параметры трансформатора ТД 80000/230: U_ВН = 230 кВ, U_НН = 10,5 кВ, Р_хх = 79 кВт, Р_кз = 315 кВт, u_k = 11 %.

    Номинальные параметры трансформатора ТД 40000/35: U_ВН = 38,5 кВ, U_НН = 10,5 кВ, Р_хх = 31 кВт, Р_кз = 165 кВт, u_k = 8,5 %.

 

     3.ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ 

    Экономическая целесообразность схемы определяется минимальными дисконтированными затратами:

З = D_экв·K_соор + З_пот,     (9)

где D_экв – эквивалентный дисконтированный множитель;

K_соор – капиталовложения на сооружение объекта, млн. руб.;

З_пот – затраты на потерю электроэнергии, млн. руб.

K_соор = 1,25K_тр + K_ру,     (10)

где K_тр – стоимость трансформатора, млн. руб;

K_ру – стоимость распределительных устройств, млн. руб.

,   (11)

где а_рен – коэффициент отчислений на реновацию, %;

а – общие нормы отчислений от капиталовложений, %;

Е –  норматив дисконтирования;

Т_э – время эксплуатации объекта до окончания расчетного периода, г;

Т_р – расчетный период, г;

D_эр - расчетный дисконтированный множитель за срок эксплуатации до окончания расчетного периода.

,     (12)

где Т_с – время построения объекта, г.

,     (13)

где   – издержки на возмещение потерь электроэнергии, млн. руб.

,      (14)

где С  – стоимость одного кВт·ч, руб./кВт·ч.

ΔW -  годовые потери электроэнергии в  трансформаторах, кВт×ч/год. 

,  (15)

где N_з, N_л– количество зимних и летних дней в году;

S_i(S_j) – нагрузка в момент времени Δt_i(Δt_j) по графикам потребления электроэнергии, МВА;

Р_х – потери мощности холостого хода, кВт;

Р_к – потери мощности короткого замыкания, кВт;

к – количество параллельно работающих трансформаторов. 

3.1  Технико-экономический расчет первого варианта 

    Расчетный дисконтированный множитель за срок эксплуатации до окончания расчетного периода:

.

    Эквивалентный дисконтированный множитель:

    Капиталовложения  на сооружение объекта [4]:

    K_соор = 1,25·13·2 + (4,5 + 3) = 40 млн. руб.

    Затраты на потерю электроэнергии:

млн. руб.

    Полные  затраты для первого варианта:

3₁ =  0,89·63 + 9,05 = 44,65 млн. руб.

 

3.2  Технико-экономический расчет второго варианта 

    Капиталовложения  на сооружение объекта [4]:

K_соор = 1,25·(14 + 14,2) + (4,5 + 3) = 43,125 млн. руб.

Потери для  повышающего трансформатора:

      Потери для понижающего трансформатора:

    Полные  потери электроэнергии определяем по формуле:

     (16)

.

    Затраты на потерю электроэнергии:

 млн. руб.

Полные  затраты для второго варианта:

3₂ = 0,98·37,3 + 13,1 = 46,3 млн. руб.

Так как З₁ < З₂, то целесообразно использовать первый  вариант.

 

     4. ВЫБОР ОТХОДЯЩИХ ЛИНИЙ

    4.1   Выбор отходящих линий на стороне ВН 

    Максимальная  мощность на стороне ВН: S_max=58.01 МВА, число отходящих одноцепных линий - 2, длина линий: 100/70 км.

    Выбор сечения проводов производится методом  экономической плотности тока.

    Продолжительность использования максимума нагрузки определяется по формуле:

.      (17)

      ч.

    Для алюминиевых проводов определяем экономическую  плотность тока j_эк=1 А/мм² [3].

    Предположим, что нагрузка распределена по линиям равномерно. Тогда нормальный расчетный ток:

.     (18)

    

.

    Экономическое сечение определяем по формуле:

.     (19)

    

.

    Принимаем ближайшее стандартное сечение 120мм² и предварительно выбираем провод АС 120/27, допустимая токовая нагрузка I_доп = 375А [2].

    Проверку  осуществляем по допустимому току в  режиме обрыва одной цепи линии. При  этом ток, протекающий по оставшейся цепи линии, определяем по формуле:

     (20)

    

.

    Т.к. I_max < I_доп, то окончательно принимаем провод АС120/27, с сопротивлением постоянному току r₀ = 0.198 Ом/км, и индуктивным сопротивлением x₀ = 0.42 Ом/км.

    Провода, располагаемые на открытом воздухе, по термической стойкости не проверяются. 

    4.2  Выбор отходящих линий на стороне СН 

    Максимальная  полная мощность на стороне СН: S_max = 47,06 МВА, число отходящих двухцепных линий - 3, длина линий: 20/25/15 км.

    Выбор сечения проводов производится методом  экономической плотности.

  Продолжительность использования максимума нагрузки по формуле (17):

    Для алюминиевых проводов определяем экономическую  плотность тока j_ЭК=1 А/мм².

    Предположим, что нагрузка распределена по линиям равномерно. Тогда нормальный расчетный ток по формуле (18):

    

.

    Экономическое сечение по формуле (19):

    

.

    Принимаем ближайшее стандартное сечение 120 мм² и предварительно выбираем провод АС120/27, допустимая токовая нагрузка I_доп = 375А.

    Проверку  осуществляем по допустимому току в режиме обрыва двух цепей линии. При этом ток, протекающий по оставшейся цепи определяем по формуле:

.     (21)

    

.

    Т.к. I_max < I_доп, то окончательно принимаем провод АС120/27 с сопротивлением постоянному току r₀ = 0.306 Ом/км, и индуктивным сопротивлением x₀ = 0.42Ом/км.

    Провода, располагаемые на открытом воздухе, по термической стойкости не проверяются.

 

     5. РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ 

    Для выбора электрооборудования, аппаратов, шин, кабелей, токоограничивающих реакторов необходимо знать токи короткого замыкания. При этом достаточно уметь определять ток трехфазного КЗ в месте повреждения, а в некоторых случаях – распределения токов в ветвях схемы, непосредственно примыкающих к этому месту. При расчете определяют периодическую составляющую тока КЗ для наиболее тяжелого режима работы сети. Учет апериодической составляющей производят приближенно, допускается при этом, что она имеет максимальное значение в рассматриваемой фазе. 

    5.1  Определение параметров схемы замещения 

    

 

    Рисунок 5 – Расчетная схема подстанции.

    

    Рисунок 6 - Схема замещения подстанции. 

    Параметры системы:

    Номинальное напряжение U_н=220 кВ;

    Номинальная мощность S_с=2000 МВА;

    Сопротивление системы х^*_с=1.1 о.е.

    Расчет  ведем в относительных единицах при выбранных базисных значениях.

    Базисная  мощность S_б =1000 МВА.

    Базисные  напряжения U_бI=230 кВ, U_бII=38,5 кВ, U_бIII=11 кВ.

    Базисные  токи определяются по формуле:

,     (22)

    где - базисный ток, кА;

     - базисная мощность, МВА;

     - базисное напряжение, кВ.

    

    Параметры схемы замещения:

    ЭДС системы принимаем равной:

    

.

    Сопротивление системы определяем по формуле:

,     (23)

    где - сопротивление системы, о.е.;

     - номинальное напряжение системы,  кВ;

     - базисная мощность системы, МВА;

     - мощность системы, МВА;

     - базисное напряжение сети  ВН, кВ.

    

    Параметры линии сети ВН:

,      (24)

    где - сопротивление линии, о.е.;

     - сопротивление провода, Ом/км;

     - длина линии, км;

     - базисное напряжение сети  ВН, кВ. 

    

    Параметры двухцепной линии сети СН:

,      (25)

    где - сопротивление линии, о.е.;

     - сопротивление провода, Ом/км;