Реферат: Электрическая сеть района системы 110 кВ

Для нормального просмотра необходимо иметь шрифт ISOCPEUR

Выполняю расчеты курсового по сетям 110 кВ. Возможно оформление курсового проекта. Пример выполнения расчета и возможного оформления приведен ниже.

Со всеми вопросами обращаться:

E-mail: sety@HotBox.ru

ЗАДАНИЕ

Исходные данные

Координаты ПС района электрической сети системы

Приходит: ПС3 42+j20,

Уходит: ПС1 10+j4 МВА

Нагрузки ПС МВт в максимальном режиме работы потребителей и минимальном режиме в % от максимального.

Время использования максимальной нагрузки Тмах=4000 ч

Коэффициент участия в максимуме нагрузки Куч=0,8

Номинальное напряжение линий на вторичной стороне ПС 10 кВ

Высшая категория потребителей (1)

Напряжения на шинах ПС в режиме максимальных нагрузок 115 кВ, в режиме минимальных нагрузок 114 кВ в послеаварийном режиме 115 кВ

Климатический район по гололеду III

Стоимость потеряной электроэнергии принять 0,28 руб за кВт×ч

Коэффициент удорожания Кув=10

1. ВВЕДЕНИЕ.

Основные концептуальные подходы к реконструкции и техническому перевооружению электрических сетей и проект программы технического перевооружения электрических сетей РАО ЕЭС России на 2001-2005 гг. были рассмотрены на совместном заседании НТС РАО ЕЭС России и НС Российской академии наук по проблемам надежности и безопасности больших систем энергетики 2 ноября 2000 г. в Пятигорске.

Определены проблемные, требующие глубокой научно-технической проработки основополагающие задачи технического перевооружения и реконструкции электрических сетей на длительную перспективу направленные на:

· Повышение гибкости и управляемости ЕЭС России

· Обеспечение высокой надежности работы электрических сетей

· Обновление устаревшего действующего парка основного и вспомогательного силового оборудования ВЛ и подстанций

· Исследование эксплуатационного ресурса электротехнического оборудования, конструкций и сооружений (в том числе проводов, изоляции, металлических и железобетонных опор) ВЛ

· Оптимизацию первичных системообразующих и распределительных подстанций

· Придание качественно нового уровня электрическим сетям в процессе их технического перевооружения и реконструкции

· Минимизацию коммерческих и технологических потерь в электрических сетях

· Обеспечение безопасности и экологической приемлемости электрических сетей

Энергосистемам, предприятиям городских электрических сетей и сетей сельскохозяйственного назначения рекомендовано учитывать в проектах разработанные РОСЭП принципы и требования, высокий технический уровень распределительных сетей нового поколения.

Включить в концепцию технического перевооружения и реконструкции ВЛ напряжением 110 кВ и выше раздел по кабельным сетям. Рассмотреть в нем перспективы применения новых типов кабелей с синтетической изоляцией. Распространить концепцию на период 15-20 лет. Расширить перечень содержащихся в ней технических рекомендаций, включив в концепцию перспективные технологии и оборудование:

· Дискретно управляемые реакторные группы для компенсации зарядной мощности линий электропередачи

· Сверхпроводимое оборудование: кабели, ограничители токов короткого замыкания, индуктивные накопители электроэнергии (СПИН)

· Многофункциональные коммутационные аппараты и нелинейные ограничители перенапряжений (ОПН)

· Синхронизированные управляемые выключатели

· Внедрение на ВЛ напряжением 220-750 кВ улучшенной системы подвески проводов для больших переходов, применение многорезонансных гасителей вибрации, использование полимерных изоляторов нового поколения и грозозащитных тросов типа "алюмовед"

· Подмагничивание магнитопроводов в сетях 110 кВ и выше от тиристорных преобразователей

· Применение полностью управляемых преобразователей или асинхронизированных синхронных компенсаторов

· Освоение технологии векторного управления режимами электроэнергетических систем

Рекомендовано разработать в рамках концепции научно-техническую программу создания и освоения новых электросетевых технологий и оборудования с учетом определенных основополагающих задач технического перевооружения и реконструкцию электрических сетей на длительную перспективу.

Предложено более подробно проработать инвестиционные механизмы реализации программ технического перевооружения и реконструкции электрических сетей, учесть при этом недопустимость нецелевого использования амортизационных отчислений в электрических сетях; предусмотреть переоценку соответствующих основных фондов, внесение инвестиционной составляющей в тариф и использование прибыли для целей технического перевооружения и реконструкции электрических сетей.

2. ВЫБОР ТИПА, ЧИСЛА И МОЩНОСТИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ.

Так как на всех подстанциях в составе нагрузки имеются потребители 1 категории, как правило, предусматривают установку двух трансформаторов. Меньшее количество недопустимо по условию надежности электроснабжения, а большее может быть целесообразным лишь при большом различии нагрузок в часы максимума и минимума и эта целесообразность должна быть доказана технико-экономическим сравнением. Тогда при установке на каждой из подстанций двух трансформаторов мощность каждого из них должна соответствовать условию:

S_ном (0,65-0,7)×S

где S – общая нагрузка подстанции на трансформаторы.

ПС1: S_ном (0,65-0,7)Р/cosj=(0,65÷0,7)×12/0,87=(9-9,7) МВА

ПС2: S_ном (0,65-0,7)Р/cosj=(0,65÷0,7)×20/0,87=(15-16) МВА

ПС3: S_ном (0,65-0,7)Р/cosj=(0,65÷0,7)×57,4/0,87=(42,9-46) МВА

ПС4: S_ном (0,65-0,7)Р/cosj=(0,65÷0,7)×32,1/0,87=(24-25,8) МВА

Предусматриваем к установке трансформаторы с регулированием напряжения под нагрузкой с РПН в нейтрали 16%; 9 ступеней, дающее возможность регулировать напряжение в течение суток, с паспортными величинами которые заносим в таблицу 2.1.

Таблица 2.1

[2, с.377, П.3-2]

R_Т и Х_Т – приведенные сопротивления к высшей стороне трансформатора, которые определены по формулам:

[2, с.239, ф.11-2] [2, с.240, ф.11-5]

R_Т1 = 0,06×115² /10² = 7,935 Ом Х_Т1 = 10,5×115² /100×10 = 138,863 Ом

R_Т2 = 0,09×115² /16² = 4,649 Ом Х_Т2 = 10,5×115² /100×16 = 86,789 Ом

R_Т3 = 0,16×115² /40² = 1,323 Ом Х_Т3 = 10,5×115² /100×40 = 34,716 Ом

R_Т4 = 0,12×115² /25² = 2,539 Ом Х_Т4 = 10,5×115² /100×25 = 55,545 Ом

3. ПРИВЕДЕНИЕ НАГРУЗОК К ВЫСШЕЙ СТОРОНЕ ТРАНСФОРМАТОРОВ В МИНИМАЛЬНОМ И МАКСИМАЛЬНОМ РЕЖИМАХ РАБОТЫ.

3.1. Максимальный режим.

Нагрузка на низшей стороне заданна активной мощностью и задан cosj.

Тогда S = P/cosj;

Q₁ = Мвар

Q₂ = Мвар

Q₃ = Мвар

Q₄ = Мвар

Определяем потери мощности в обмотках трансформаторов, с учетом того, что нагрузка распределяется одинаково на два трансформатора.

[2, с.247, ф.11-9,11-10]

S_m1 =0,06×(13,793/10)² /2+j10,5×13,793² /(200×10) = 0,057+j0,999 МВА

S_m2 =0,09×(22,989/16)² /2+j10,5×22,989² /(200×16) = 0,093+j1,734 МВА

S_m3 =0,16×(65,977/40)² /2+j10,5×65,977² /(200×40) = 0,218+j5,713 МВА

S_m4 =0,12×(36,897/25)² /2+j10,5×36,897² /(200×25) = 0,057+j0,999 МВА

Определяем приведенную мощность без учета потерь холостого хода

S`_пр =S+DS_m

S`_{пр 1} =(12+j6,801)+(0,057+j0,999)=(12,057+j7,8) МВА

S`_{пр 2} =(20+j11,335)+(0,093+j1,734)=(20,093+j13,069) МВА

S`_{пр 3} =(57,4+j32,53)+(0,218+j5,713)=(57,618+j38,243) МВА

S`_{пр 4} =(32,1+j18,192)+(0,057+j0,999)=(32,231+j21,051) МВА

Определяем потери мощности на холостом ходу

[2, с.246, ф.11-7]

DS₁ = 2×0,014+j(2×09×10/100) = (0,028+j0,18) МВА

DS₂ = 2×0,021+j(2×0,8×16/100) = (0,042+j0,256) МВА

DS₃ = 2×0,042+j(2×0,7×40/100) = (0,084+j0,56) МВА

DS₄ = 2×0,025+j(2×0,75×25/100) = (0,05+j0,375) МВА

Определяем мощность, приведенную к высшей стороне трансформатора

S_пр =S`_пр +S_хх

S_{пр 1} = (12,057+j7,8)+(0,028+j0,18) = (51.54+j35.59) МВА

S_{пр 2} = (20,093+j13,069)+(0,042+j0,256) = (47.95+j32.93) МВА

S_{пр 3} = (57,618+j38,243)+(0,084+j0,56) = (19.53+j13.54) МВА

S_{пр 4} = (32,231+j21,051)+(0,05+j0,375) = (36+j24.54) МВА

3.2. Минимальный режим.

Активная нагрузка на низшей стороне в минимальном режиме определяется как 70% нагрузки в максимальном режиме.

Р = Р_МАКС ×70/100

Р₁ = 12×70/100 = 8,4 МВА

Р₂ = 20×70/100 = 14 МВА

Р₃ = 57,4×70/100 = 40,18 МВА

Р₄ = 32,1×70/100 = 22,47 МВА

Нагрузка на низшей стороне заданна активной мощностью и задан cosj.

Тогда S = P/cosj;

Q₁ = Мвар

Q₂ = Мвар

Q₃ = Мвар

Q₄ = Мвар

Определяем потери мощности в обмотках трансформаторов, с учетом того, что нагрузка распределяется одинаково на два трансформатора.

[2, с.247, ф.11-9,11-10]

S_m1 =0,06×(10,12/10)² /2+j10,5×10,12² /(200×10) = 0,031+j0,538 МВА

S_m2 =0,09×(16,867/16)² /2+j10,5×16,867² /(200×16) = 0,050+j0,934 МВА

S_m3 =0,16×(48,41/40)² /2+j10,5×48,41² /(200×40) = 0,117+j3,076 МВА

S_m4 =0,12×(27,072/25)² /2+j10,5×27,072² /(200×25) = 0,070+j1,539 МВА

Определяем приведенную мощность без учета потерь холостого хода

S`_пр =S+DS_m

S`_{пр 1} =(8,4+j5,645)+j(0,031+j0,538)=(8,431+j6,183) МВА

S`_{пр 2} =(14+j9,408)+j(0,050+j0,934)=(14,05+j10,342) МВА

S`_{пр 3} =(40,18+j27,001)+j(0,117+j3,076)=(40,297+j30,077) МВА

S`_{пр 4} =(22,47+j15,1)+j(0,070+j1,539)=(22,54+j16,639) МВА

Определяем потери мощности на холостом ходу

[2, с.246, ф.11-7]

DS₁ = 2×0,014+j(2×09×10/100) = (0,028+j0,18) МВА

DS₂ = 2×0,021+j(2×0,8×16/100) = (0,042+j0,256) МВА

DS₃ = 2×0,042+j(2×0,7×40/100) = (0,084+j0,56) МВА

DS₄ = 2×0,025+j(2×0,75×25/100) = (0,05+j0,375) МВА

Определяем мощность, приведенную к высшей стороне

S_пр =S`_пр +S_хх

S_{пр 1} = (8,431+j6,183)+j(0,028+j0,18) = (8,459+j6,363) МВА

S_{пр 2} = (14,05+j10,342)+j(0,042+j0,256) = (14,092+j10,598) МВА

S_{пр 3} = (40,297+j30,077)+j(0,084+j0,56) = (40,381+j30,637) МВА

S_{пр 4} = (22,54+j16,639)+j(0,05+j0,375) = (22,590+j17,014) МВА

Результаты расчетов сводим в таблицу 3.1.

Таблица 3.1.

Составляем Г-образную схему замещения трансформатора на которой в верхней строке показываем мощности соответствующие минимальному режиму, а в нижней строке показываем мощности соответствующие максимальному режиму работы.

4. РАЗРАБОТКА ВАРИАНТОВ СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ РАЙОНА СИСТЕМЫ

Предлагаемые варианты схем электрической сети должны в одинаковой степени отвечать требованиям надежности электроснабжения и в тоже время по возможности меньше требовать для своего исполнения коммутационной аппаратуры и протяженности линий. Разработка вариантов ведется комплексно, то есть схема сети намечается с учетом схем коммутации подстанций, числа присоединений, взаимного географического положения подстанций, баланса мощностей района.

По заданным координатам подстанций в масштабе М1:10⁶ (в 1 мм – 1 км) найдем место расположения подстанций и наметим два различных варианта схемы электрической сети.

В первом варианте примем разомкнутую сеть. При питании подстанций с ответственными потребителями от разомкнутой сети, необходимо питать их от двух линий. Линия С-3 и одноцепная, так как связь с другим районом обеспечивает надежность питания подстанции.

Во втором варианте примем простую замкнутую сеть с одноцепными ЛЭП.

ВАРИАНТ 1. ВАРИАНТ 2.

Рис.4.1 рис. 4.2

5. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ СЕТИ ДВУХ ВАРИАНТОВ В МАКСИМАЛЬНОМ РЕЖИМЕ ДО ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОТЕРЬ И УРОВНЕЙ НАПРЯЖЕНИЯ

5.1. Расчет первого варианта.

5.1.1. Расчет линии 2-1.

Линия двухцепная, длиной 18 км. U_ном =110 кВ.

Мощность в конце линии 2-1 равна S_пр.пс1 плюс мощность, уходящая в другой район системы. S₂ =S_пр.пс1 +S

S₂ = 12,085+j7,98+10+j4= 22,085+j11,98== 25,125 МВА

Определяем ток линии

Так как линия двухцепная, то ток нормального режима в одной цепи равен

I_норм.р = 131,8/2 = 65,9 А

Определяем расчетный ток при выборе сечений проводов методом экономических интервалов

I_р = I_норм.р ×a_i ×a_T = 65,9×1.05×1 = 69,2 А

a_i – коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам, который для линий 110-220 кВ можно принять равным 1,05; что соответствует математическому ожиданию этого коэффициента в зоне наиболее часто встречающихся темпов роста нагрузки.

a_T – коэффициент, зависящий от времени использования максимальной нагрузки, номинального напряжения линии и коэффициента участия в максимуме нагрузки.

Принимаем железобетонные опоры типа ПБ-110-4, и по [5.с.280.] для III района по гололеду выбираем сечения проводов в каждой цепи 95 мм² с предельной экономической нагрузкой на одну цепь 80 А.

Принимаем провод АС-95/16 с допустимым током I_0ДОП =330 А, что больше тока нормального режима работы и тока общей нагрузки I=131,8 А, который будет проходить в одной цепи, при отключении другой. Ro=0.299 Ом/км, d=13,5 мм. Конструктивная схема принятой опоры для расчета среднего геометрического расстояния между фазами представлена на рисунке 5.1.

Определяем индуктивное сопротивление на один километр

. [2.с.70.ф.3-6]

2 м

1

	Д1-2 = Д2-3 == 4,27 м Д3-1 = 4+4 = 8 м Дсрюг = = = 5,26 м = 5260 мм [2, с.69.ф.3-5]

3,5 м 4 м

2

4 м

3

рис.5.1.

Определяем емкостную проводимость линии на 1 км.

[2.с.213.ф.10-5]

Определяем эквивалентное сопротивление линии

R = ×Ro×l = ×0,299×18 = 2,691 Ом [2.с.67.ф.3-1]

X = ×Xo×l = ×0,432×18 = 3,889 Ом [2.с.72.ф.3-9]

где n число цепей в линии.

Зарядная мощность на одном конце ЛЭП

[2.с.215.ф.10-8б]

Составляем «П»-образную схему замещения

S_кон = 22,085+j11,98-j0,571 = (22,085+j11,409) МВА

S_нач = 22,085+j11,409+0,14+j0,203 = (22,225+j11,612) МВА

S_1-2 = 22,225+j11,612-j0,571 = (22,225+j11,041) МВА

5.1.2. Расчет линии С-2.

Линия двухцепная, длиной 18 км. U_ном =110 кВ.

Мощность в конце линии S₂ =S_пр.пс2 +S_2-1

S₂ =22,225+j11,041+20,135+j13,325=42,36+j24,366== 48,868 МВА

Определяем ток линии

Так как линия двухцепная, то ток нормального режима в одной цепи равен

I_норм.р = 256,5/2 = 128,2 А

Определяем расчетный ток при выборе сечений проводов методом экономических интервалов

I_р = I×a_i ×a_T = 128,2×1.05×1 = 134,66 А

Принимаем железобетонные опоры типа ПБ-110-4, и для III района по гололеду выбираем сечения проводов в каждой цепи 120 мм² с предельной экономической нагрузкой на 1 цепь 150А.

Принимаем провод АС-150/24 с допустимым током I_0ДОП =445 А, что больше тока нормального режима работы и тока общей нагрузки I=256,5 А, который будет проходить в одной цепи, при отключении другой. Ro=0.194 Ом/км, d=17,1 мм.

Определяем индуктивное сопротивление на 1 км.

Определяем емкостную проводимость линии на 1 км.

Определяем эквивалентное сопротивление линии

R = ×Ro×l = ×18×0,194 = 1,746 Ом

X = ×Xo×l = ×18×0,417 = 3,756 Ом

где n число цепей в линии.

Зарядная мощность на одном конце ЛЭП

Составляем «П»-образную схему замещения

S_кон =42,36+j24,366-j0,592=(42,36+j23,774) МВА

S_нач =42,36+j23,774+0,345+j0,741 =(42,705+j24,515) МВА

S_С-3 =42,705+j24,515-j0,592=(42,705+j23,923) МВА

5.1.3. Расчет линии 3-4.

Линия двухцепная, длиной 25 км. U_ном =110 кВ.

Мощность в конце линии S₂ =S_пр.пс4

S₂ = 32,281+j21,426 = = 38,745 МВА

Определяем ток линии

Так как линия двухцепная, то ток нормального режима в одной цепи равен

I_норм.р = 203,4/2 = 101,7 А

Определяем расчетный ток при выборе сечений проводов методом экономических интервалов

I_р = I×a_i ×a_T = 101,7×1.05×1 = 106,8 А

Принимаем железобетонные опоры типа ПБ-110-4, и для III района по гололеду выбираем сечения проводов в каждой цепи 120 мм² с предельной экономической нагрузкой на 1 цепь 150А.

Принимаем провод АС-95/16 с допустимым током I_0ДОП =330А, что больше тока нормального режима работы и тока общей нагрузки I=101,7 А, который будет проходить в одной цепи, при отключении другой. Ro=0.299 Ом/км, d=13,5 мм.

Определяем индуктивное сопротивление на 1 км.

Определяем емкостную проводимость линии на 1 км.

Определяем эквивалентное сопротивление линии

R = ×Ro×l = ×25×0,299 = 3,737 Ом

X = ×Xo×l = ×25×0,432 = 5,401 Ом

где n число цепей в линии.

Зарядная мощность на одном конце ЛЭП

Составляем «П»-образную схему замещения

S_кон =32,281+j21,426-j0,793=(32,281+j20,633) МВА

S_нач =32,281+j20,633+0,464+j0,67 =(32,745+j21,303) МВА

S_С-3 =32,745+j21,303-j0,793=(32,745+j20,51) МВА

5.1.4. Расчет линии С-3.

Линия одноцепная, длина 20 км. U_ном =110 кВ.

Мощность в конце линии С-3 равна S₂ =S_пр.пс3 +S_3-4 за вычетом мощности, приходящей из другого района системы.

S₂ =32,745+j20,51+57,702+j38,803-42-j20=(48,447+j39,313) МВА

где I - ток линии, а I_норм.р –ток нормального режима.

Расчетный ток при выборе сечений проводов методом экономических интервалов:

I_p = a_i a_т I_норм = 1,05×1×327,5 = 343 А

Хотя линия и одноцепная, но ее нужно проверить по нагреву не только по току нормального режима, но и аварийному, так как отключение линии связи с другим районом увеличит ее загрузку до S₂ =S_пр.пс3 +S_3-4

.

Принимаем железобетонные опоры типа ПБ-110-3, и для III района по гололеду выбираем сечения проводов в каждой цепи 240 мм² с предельной экономической нагрузкой на 1 цепь 370 А.

Принимаем провод АС-240/39 с допустимым током I_0ДОП =610А, что больше тока нормального режима работы и аварийного тока I=567,7А Ro=0.122 Ом/км, d=21,6 мм. Конструктивная схема принятой опоры [3.с.394.] для расчета среднего геометрического расстояния между фазами представлена на рисунке 5.5.

2 м

1

4 м

3,5 м

2

3

рис.5.5.

[2.с.69.ф.3-5]

Определяем индуктивное сопротивление на один километр

.

Определяем емкостную проводимость линии на 1 км.

Определяем эквивалентное сопротивление линии

R = Ro×l = 0,122×20 = 2,44 Ом

X = Xo×l = 0,401×20 = 8,016 Ом

Зарядная мощность на одном конце ЛЭП

Составляем «П»-образную схему замещения

S_кон = 48,447+j39,313-j0,343 = (48,447+j38,97) МВА

S_нач = 48,447+j38,97+0,785+j2,579 = (49,232+j41,549) МВА

S_1-2 = 49,232+j41,549-j0,343 = (49,232+j41,206) МВА

5.2. Расчет второго варианта.

5.2.1. Нагрузки узлов в максимальном режиме и расчет потокораспределения в нормальном режиме работы.

ПС1: S_у1 = S_ПР1 + S_ух = 12,085+j7,98+10+j4 = 22,085+j11,98 МВА

ПС2: S_у2 = S_пр2 = 20,135+j13,325 МВА

ПС3: S_у3 = S_пр3 - S_прих = 57,702+j38,803-42-j20 = 15,702+j18,803 МВА

ПС4: S_у4 = S_пр4 = 32,281+j21,426 МВА

ПС «С»-балансирующий узел, по которому и «разрежем» замкнутую сеть, превратив её в линию с двухсторонним питанием.

47,708+j31,333 27,573+j18,008 5,488+j6,028 26,793+j15,398 42,495+j34,201

С 18 км 2 18 км 1 30 км 4 25 км 3 20 км. С’

20,135+j13,325 22,085+j11,98 32,281+j21,426 15,702+j18,803

рис.5.7

Находим поток на головном участке, подставляя в формулу все нагрузки с одинаковым знаком, так как в точках 1,2,3,4 только потребители.

Остальные потоки мощности, в том числе и S_С-3 найдем по 1 закону Кирхгофа непосредственно по рис.5.7.

Сделаем проверку правильности расчетов повторно определив S_С-3 , как поток головного участка.

Результат совпал с предыдущим значением, значит расчет потокораспределения был правильным

5.2.2. Расчет потокораспределения в аварийных режимах и выявление наиболее тяжелого режима.

отключена 20,135+j13,325 42,22+j25,305 74,501+j46,731 90,203+j65,534

C 2 1 4 3 C’

20,135+j13,325 22,085+j11,98 32,281+j21,426 15,702+j18,803

20,135+j13,325 отключена 22,085+j11,98 54,366+j33,406 70,068+j52,209

C 2 1 4 3 C’

20,135+j13,325 22,085+j11,98 32,281+j21,426 15,702+j18,803

42,22+j25,305 22,085+j11,98 отключена 32,281+j21,426 47,983+j40,229

C 2 1 4 3 C’

20,135+j13,325 22,085+j11,98 32,281+j21,426 15,702+j18,803

74,501+j46,731 54,366+j33,406 32,281+j21,426 отключена 15,702+j18,803

C 2 1 4 3 C’

20,135+j13,325 22,085+j11,98 32,281+j21,426 15,702+j18,803

90,203+j65,534 70,068+j52,209 47,983+j40,229 15,702+j18,803 отключена

С 1 2 4 3 С’

20,135+j13,325 22,085+j11,98 32,281+j21,426 15,702+j18,803

рис.5.8

Сравнивая потоки мощности по вертикали против каждой линии находим наибольшие аварийные мощности для линий:

5.2.3. Выбор сечений проводов линий, проверка их по нагреву в нормальном и наиболее тяжелом для данной линии аварийном режимах.

Проделаем это в табличной форме.

Таблица 5.1

5.2.4. Определение параметров линии проделаем в табличной форме.

Таблица 5.2

5.2.5. Нагрузки узлов с учетом зарядной мощности.

Так как в узлах 1,2,3,4 только потребление реактивной мощности, то по 1 закону Кирхгофа зарядная мощность во всех узлах будет вычитаться.

5.2.6. Расчет потокораспределения в нормальном режиме работы по нагрузкам узлов с учетом зарядной мощности и по формулам через сопротивления линий.

Поток головного участка S_С-2 :

Проверка S_{C ’-3} :

Результат совпал с ранее вычисленным, значит расчет потокораспределения выполнен правильно.

5.1.7. Расчет потерь мощности.

5.2.8. Потокораспределение в схеме с учетом потерь мощности.

Снос производим на точки «С» балансирующего узла от точки потокораздела «4» (рис.5.10.) используя 1 закон Кирхгофа.

6. ОКОНЧАТЕЛЬНАЯ РАЗРАБОТКА СХЕМ ПОДСТАНЦИЙ

Согласно норм технологического проектирования сетей, исходя из числа присоединений (число ЛЭП + число трансформаторов), вида ПС, напряжения на высшей стороне ПС, принимаем следующие схемы ПС на высшем напряжении:

Вариант 1:

ПС1 число присоединений 5 +1секционный выключатель

ПС2 число присоединений 6 +1секционный выключатель

ПС3 число присоединений 6 +1секционный выключатель

ПС4 число присоединений 4

Для подстанций 1,2,3 принимаем схему одна секционированная система шин с обходной с совмещенными секционным и обходным выключателем. Для подстанции 4 – два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны шин.

Вариант 2:

ПС1 число присоединений 5 +1секционный выключатель

ПС2 число присоединений 4

ПС3 число присоединений 5 +1секционный выключатель

ПС4 число присоединений 4

Для подстанций 1,3 принимаем схему одна секционированная система шин с обходной с совмещенными секционным и обходным выключателем. Для подстанции 2,4 – мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов.

Для подстанции «С» в обеих вариантах - две рабочие системы шин с обходной, так как предполагается, что это мощная узловая подстанция с большим числом присоединений.

7. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ

К основным техническим показателям относятся: надежность электроснабжения и долговечность объекта в целом и отдельных его частей, условия обслуживания, количество обслуживающего персонала, расход цветного металла на провода, величина номинального напряжения сети.

Сравнение вариантов по таким показателям как надежность электроснабжения, оперативная гибкость схемы, качество напряжения обычно не проводиться, так как по этим показателям рассматриваемые варианты должны удовлетворять в одинаковой степени. В сравнении также не учитываются трансформаторы и потери в них, РУ низшего напряжения, так как они в обоих вариантах одинаковые.

Расчетные приведенные затраты, без учета ущерба от недоотпуска электроэнергии

З=0,12×К+И_а,р +И_пот , [2, стр. 84, ф. 4-17]

где К - капитальные затраты получаем умножением УПС на число единиц оборудования и учитывая коэффициент увеличения стоимости (К_ув =10) по сравнению со стоимостью на год составления справочника.

И_а,р - ежегодные отчисления на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание.

,

И_пот - стоимость потерянной электроэнергии.

,

где DР – в часы максимального режима.

t- время наибольших потерь. Без учета влияния cosj определим по формуле

b - стоимость потерянного кВт_* ч равная 0,28 руб/кВтч или 280 руб/МВт_* ч

Экономически целесообразным оказался второй вариант, у которого меньше не только приведенные расчетные затраты, но и меньше капиталовложения. Поэтому дальнейшие расчеты ведем для второго варианта.

Экономические показатели первого варианта Таблица 7.1.

Экономические показатели второго варианта Таблица 7.2.

8. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ И УРОВНЕЙ НАПРЯЖЕНИЯ ДЛЯ ВЫБРАННОГО ВАРИАНТА В МАКСИМАЛЬНОМ РЕЖИМЕ НАГРУЗОК ПОТРЕБИТЕЛЕЙ.

Расчет ведем по формулам:

[2, с. 226, ф. 10-14]

[2, с. 223, ф. 10-11]

Исходное напряжение задано в узле «С» U_С =115 кВ, поэтому с него и начинаем.

Поперечная составляющая в сети 110 кВ на результат расчета не сказывается. Поэтому в расчетах ее учитывать не будем.

U₂ =DU_(С-2) =115-2,926=112,074 кВ

U₁ =DU_(2-1) =112,074-1,84=110,234 кВ

U₄ =DU_(2-1) =110,234-1,083=109,151 кВ

U₃ =DU_(4-3) =109,151+2,407=111,558 кВ

U_С =DU_(С-3) =111,558+3,388=114,946 кВ

Уровни напряжений на подстанциях:

«С»-115 кВ; ПС1-110,234 кВ; ПС2-112,074 кВ; ПС3-11,558 кВ; ПС4-109,151 кВ

9. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ВЫБРАННОГО ВАРИАНТА В МИНИМАЛЬНОМ РЕЖИМЕ НАГРУЗОК ПОТРЕБИТЕЛЕЙ.

Выбор сечений проводов проводился в электрическом расчете при максимальных нагрузках потребителей. Но так как нагрузки в течение суток изменяются, то необходимо произвести расчет и при минимальных нагрузках. В этом режиме отдельные линии снизят свою нагрузку, другие, наоборот, могут увеличить. Это вызовет увеличение нагрева проводов этих линий. Изменяться потери и уровни напряжения, потери мощности во всех линиях и трансформаторах. С целью проверки проводов по нагреву и определения уровней напряжения при минимальных нагрузках потребителей производится дополнительный расчет. Методика расчета остается прежней. Различие лишь в том, что трансформаторы и сечение проводов уже известны, а поэтому в расчете минимального режима пересчитываются потери мощности в обмотках трансформаторов, ведется расчет потокораспределения сразу через сопротивления линий, рассчитываются потери мощности и потери и уровни напряжения. После расчета производится проверка по нагреву и анализируются уровни напряжения.

Расчет аналогичный (см. выше) не приводится для сокращения размера файла.

Проверку проводов на нагрев в минимальном режиме работы проведем в табличной форме.

Таблица 9.1.

10. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ОДНОГО, НАИБОЛЕЕ ТЯЖЕЛОГО АВАРИЙНОГО РЕЖИМА ПРИ МАКСИМАЛЬНЫХ НАГРУЗКАХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

10.1. Нагрузки узлов с учетом зарядной мощности при отключении линии 3-4

10.2. Расчет потокораспределения в нормальном режиме работы по нагрузкам узлов с учетом зарядной мощности.

10.3. Расчет потерь мощности.

10.4. Потокораспределение в схеме с учетом потерь мощности.

Исходное напряжение задано в узле «С» U_С =115 кВ, поэтому с него и начинаем.

U₂ =DU_(С-2) =115-3,84=111,16 кВ

U₁ =DU_(2-1) =111,16-2,86=108,3 кВ

U₄ =DU_(2-1) =108,3-4,45=103,85 кВ

U₃ =DU_(4-3) =115-1,65=113,35 кВ

Проверку проводов на нагрев в аварийном режиме проведем в табличной форме.

Таблица 10.1.

11. ВЫБОР ОТВЕТВЛЕНИЙ ТРАНСФОРМАТОРОВ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАПРЯЖЕНИЙ НА НИЗШЕЙ СТОРОНЕ ПОДСТАНЦИЙ ВО ВСЕХ РЕЖИМАХ РАБОТЫ

Согласно ПУЭ, в часы максимальных нагрузок напряжение должно быть не ниже 105% номинального напряжения сети. В проекте все ПС имеют нагрузку на стороне 10 кВ. тогда желаемое напряжение будет:

Общая формула коэффициента трансформации

Максимальное возможное число ступеней регулирования у этих трансформаторов М=9. диапазон регулирования 16%. Тогда, величина одной ступени регулирования будет равна В%=16/9=1,78%, или В = 1,78×115/100 = 2,05 кВ.

11.1. Расчет для подстанции 1.

Напряжение на высшей стороне трансформаторов ПС1 U_ВС =110,23 кВ. Напряжение на высшей стороне условно идеального трансформатора:

Желаемый коэффициент трансформации:

Подставим вместо «М» неизвестное число ступеней «Х» со знаком «-», так как К_Ж <К_НОМ , а само выражение «К» приравниваем К_Ж .

Решив, получаем Х_СТ =2,44. округлим до целого числа в большую сторону. Принимаем Х_СТ =3.

Тогда принятый коэффициент трансформации

Напряжение на низшей стороне подстанции 1 будет равно:

Определим номер положения переключателя ответвлений. Номинальному коэффициенту соответствует N=1+M=1+9=10

Номер рабочего ответвления равен: N_НОМ -Х_ПРИН =10-(-3)=13

+16% U_НОМ.ВН Фаза «А» U_НОМ.ВН =115 кВ

1,78% U_НОМ.ВН -16% U_НОМ.ВН

А

N1 N10 N16

(+9 ступеней) (основной вывод) N₁₉ (-9 ступеней)

х

y z

рис.11.1.

11.2. Минимальный режим.

Расчет для подстанции 1.

Напряжение на высшей стороне трансформаторов ПС1 U_ВС =110,4 кВ. Напряжение на высшей стороне условно идеального трансформатора:

Желаемый коэффициент трансформации:

Подставим вместо «М» неизвестное число ступеней «Х» со знаком «-», так как К_Ж <К_НОМ , а само выражение «К» приравниваем К_Ж .

Решив, получаем Х_СТ =-0,89. округлим до целого числа в большую сторону. Принимаем Х_СТ =0.

Тогда принятый коэффициент трансформации

Напряжение на низшей стороне подстанции 1 будет равно:

Определим номер положения переключателя ответвлений. Номинальному коэффициенту соответствует N=1+M=1+9=10

Номер рабочего ответвления равен: N_НОМ -Х_ПРИН =10-(-0)=10

11.3. Аварийный режим.

Расчет для подстанции 1.

Напряжение на высшей стороне трансформаторов ПС1 U_ВС =108,3 кВ. Напряжение на высшей стороне условно идеального трансформатора:

Желаемый коэффициент трансформации:

Подставим вместо «М» неизвестное число ступеней «Х» со знаком «-», так как К_Ж <К_НОМ , а само выражение «К» приравниваем К_Ж .

Решив, получаем Х_СТ =3,51. округлим до целого числа в большую сторону. Принимаем Х_СТ =4.

Тогда принятый коэффициент трансформации

Напряжение на низшей стороне подстанции 1 будет равно:

Определим номер положения переключателя ответвлений. Номинальному коэффициенту соответствует N=1+M=1+9=10

Номер рабочего ответвления равен: N_НОМ -Х_ПРИН =10-(-4)=14

Таблица 11.1

На всех подстанциях получены нормальные напряжения, значит дополнительное регулирование напряжения другими средствами не требуется.

12. СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Правила устройства электроустановок. –М.: Энергоатомиздат, 1986. –648 с.

2. В.А. Боровиков, В.К. Косарев, Г.А. Ходот. Электрические сети энергетических систем. –Л.: Энергия, 1977. –392 с.

3. Справочник по электрическим установкам высокого напряжения. Под редакцией И.А. Баумштейна, С.А. Бажанова. –М.: Энергоатомиздат, 1989. –768 с.

4. Электрический справочник: В 3т. Т.3. В 2 кн. Кн.1. Производство и распределение электрической энергии (Под общей редакцией профессоров МЭИ: И.И. Орлова и др.) –М.: Энергоатомиздат, 1988. –880 с.

5. Справочник по проектированию электроэнергетических систем. В.В. Ершевич, А.Н. Зейлигер и др. Под редакцией С.С. Рокотяна. –М.: Энергоатомиздат, 1985. –392 с.

6. В.И. Идельчик. Электрические системы и сети. –М.: Энергоатомиздат, 1989. –592 с.

7. Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. –М.: Энергоатомиздат, 1989. –608 с.

8. Методическое пособие по выполнению курсового проекта предмета «Электрические сети энергетических систем» Быков С.П. 2000.

9. Пример выполнения курсового проекта по «Электрическим сетям энергосистем» для специальности 1001 «электрооборудование электрических станций и сетей» Быков С.П. 1998-1999.