Реферат: Электрические сети энергетических систем

Министерство топлива и энергетики России.

Екатеринбургский энергетический техникум

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по предмету “Электрические сети энергетических систем”

Тема: Электрическая сеть 110 кВ

КП 2102 С-514-Э

Разработал:

Угренев С.Е.

Руководил:

Телегина И.А.

1999г.

Оценка

Пояснительная записка.

КП 2102 С-514-Э
СОДЕРЖАНИЕ:

стр.

Введение

1.Выбор типа и мощности силовых трансформаторов

2. Составление вариантов схем электрической сети и

расчет двух из них при максимальных нагрузках

3. Технико-экономические сравнение двух выбранных

вариантов сети

4.Окончательный расчет оптимального варианта схемы

проектируемой электрической сети

5.Определение напряжения на шинах подстанции

6.Список литературы

Системообразующая сеть ЕЭС России сформирована электрическими сетями напряжения 220-1150 кВ от Байкала до Калининграда, общей протяженностью более 148 тыс. км.

Наличие протяженной единой энергетической системы позволяет использовать максимумов нагрузки по часовым поясам суммарным эффектом до 8 млн.кВт.

Развитие системообразующей сети должно осуществляться с использованием двух систем номинальных напряжений 110-220-500-1150 кВ на большей части территории России и 110-330-750 кВ в западной части ОЭС Центра и ОЭС Северо-Запада.

В период до 2010г. на большей части Европейской территории России , включая Северный Кавказ , в Сибири и на Дальнем Востоке станет развиваться сложная многокольцевая сеть напряжением 500 кВ. В западных районах для выдачи мощности АЭС заканчивается формирование линий 750 кВ.

В 1995 году в энергосистемах России напряжением 110 кВ и выше эксплуатировалось около 440 тыс. км ВЛ и почти 530 млн.кВА общей трансформаторной мощности.

Для передачи избытков мощности из восточной части ОЭС Сибири в западные энергосистемы и через Казахстан на Южный Урал завершается строительство ВЛ 1150 кВ Итат-Барноул . Ее включение увеличит пропускную способность электромагистрали в отдельных сечениях на 800 МВт. Для создания связи между восточной и европейской частями ЕЭС России после 2000г. намечается сооружения ВЛ-1150 кВ Сибирь-Урал , которая пройдет по территории России.

Тем не менее пропускная способность сети все еще не достаточна.

В перспективе будут развиваться связи ЕЭС России с энергосистемами зарубежных стран по следующим направлениям:

1. Увеличение экспортных поставок электроэнергии в Финляндию (2^х цепная ВЛ-330 кВ и ВЛ-400 кВ).

2. Экспорт мощности и электроэнергии в Германию( линия

постоянного тока 4000 МВт на 500 кВ).

3. Увеличение экспортных поставок электроэнергии из Росси в страны восточной Европы через Украину.

4. Экспорт электроэнергии из восточных регионов и Сибири в Китай.

5. Экспорт мощности и электроэнергии из Калининградской энергосистемы в Белорусию , Польшу , Германию .

Новые тенденции: в перспективной структуре электропотребления будут определяться в первую очередь изменением соотношения между долей промышленного и коммунально-бытового электропотребления. На производство единицы сопоставимой продукции большинство российских заводов затрачивают в 2-3 раза больше энергии и топлива, чем их зарубежные конкуренты.

Причины:

1.Изношенное оборудование многих предприятий.

2.Низкий научно-технический уровень промышленности,

особенно в части энергосберегающих технологий.

3.Реконструкция энергооборудования должна сочетать

демонтаж устаревшего оборудования, замену его новым

более экономичным и экологически чистым, и продление

сроков службы оборудования высокого давления путем

замены выработавших свой ресурс узлов и деталей.

Серьезная проблема для всех стран СНГ - старение оборудования электростанций и электрических сетей. Более 60% оборудования эксплуатируется свыше 15 лет, в том числе более 40% свыше 25 лет. Срок службы части электрических сетей превышает 30 лет.

[ 5 , стр. 6-7 ]

1.ВЫБОР ТИПА И МОЩНОСТИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

1.1. Составление баланса мощности по ПС

Для составления баланса мощности необходимо определить

нагрузки ПС на шинах низкого и среднего напряжения.

S=P/cos (1)

Q= (2)

W=P_max T_max (3)

Результаты расчетов сводим в таблицу 1.

Таблица 1.

П.С.1

Sном т.=31.1 0.7=21.77

П.С.2

Sном т.=13.3 0.7=9.31

П.С.3

Sмах п.т.=Ö(18+10)² +(8.7+4.8)² =31.1МВА

Sном.т.=31.1 0.7=21.77

1.2 Выбор количества и мощности трансформаторов на подстанции:

на ПС1-2 2^х обмоточных трансформатора ТРДН25000/110/10

на ПС2-2 2^х обмоточных трансформатора ТДН10000/110/10

на ПС3-2 3^х обмоточных трансформатора ТДТН 25000/110/35/10

т.к. есть потребители I и II категории.

При установке 2^х трансформаторов мощность каждого трансформатора выбирается порядка 70% от максимальной нагрузки ПС

S_nom.тр (0,650,7)S_max.ПС

По справочнику[6,стр109-111] выбирается ближайший по мощности трансформатор.

Для трех обмоточного трансформатора

S_max.ПС =Ö(Pн+Рс)² +(Qн+Qc)² (4)

1.3.Проверяем правильно ли выбраны трансформаторы по

коэффициенту загрузки при нормальном и послеаворийном

режиме по формулам:

К_з =(S_max.ПС 100%)/(2S_{nom.тр(спр)} ) в нормальном режиме (5)

К_з =(S_max.ПС 100%)/S_{nom.тр(спр)} в послеаворийном режиме (6)

Для нормального режима: К_з 100%

К_з(ПС1) =(31.1 100%)/(2 25)=62.2%

К_з(ПС2) =(13.3 100)/(2 10)=66.5%

K_{з ( ПС )} =(31.1 100)/(2 25)=62.2%

Для послеаворийного режима: К_з 140%

К_з(ПС1) =(31.1 100)/25=124.4%

К_з(ПС2) =(13.3 100)/10=133%

K_{з ( ПС )} =(31.1 100)/25=124.4%

Условие выполняется , значит трансформаторы выбраны правильно. Заносим данные трансформатора в таблицу 2.

Таблица 2.

1.4. Определяем параметры трансформаторов по справочнику [6,стр109-111] :

Таблица 3

3

4 1.5.Расчет приведенных нагрузок подстанции в МВА.

5

Подстанция 1

28.16+j15.52 28.11+j15.19 1.53+j29.18

0.05+j0.33 0.11+j2.13 28+j13.6

;(7)

DSоб.н=28² +13.6² / 115² (1.53+j29.18)= 0.11+j2.13

S^/ =S+DSоб.=28+j13.6+0.11+j2.13=28.11+j15.19

Sпр=S^/ +S_хх ;=28.11+j15.19+0.05+j0.33=28.16+j15.52

Подстанция 2

12.138+j6.1 12.11+j5.96 3,95+J69.5

0.028+j0.18 0.11+j2.13 12+j5.7

DSoб.н=12² +5.7² / 115² (8.38+j68.25)=0.11+j0.89

S^/ =S+DSоб.н=12+j5.7+0.11+j0.89=12.11+j5.96

Sпр=S^/ +S_хх =12.11+j5.96+0.028+j0.14=12.138+j6.1

Подстанция 3 18.023+j8.7 0.75+j0

18+J8.7

28.169+j16.198 28.079+j15.748 0.75+j29.85 28.029+j13.6

0.023+j0

0.09+j0.45 0.05+j2.08 10.0+j4.97 10+J405

0.006+J0.168

DSоб.н=10² +4.8² /115² (0.75+j18.75)=0.006+j0.168

DSоб.с=18² +8.7² /115² (0.75+j0)=0.023+j0

S^/ _н =S_н +DSоб.н=10+j4.8+0.006+j0.168=10.006+j4.968

S^/ _c =S_c +DSоб.с=18+j8.7+0.023+j0=18.023+j8.7

S_в =S^/ _с +S^/ _н =18.023+j8.7+10.006+j4.968=28.029+j13.668

DSоб.в=28.029² +13.668² /115² (0.75+j29.85)=0.05+j2.08

S^/ _в =S_в +DSоб.в=28.029+j13.668+0.05+j2.08=28.079+j15.748

S=S^/ _в +DS_хх =28,079+j15.748+0.09+j0.45=28.169+j16.198

2.СОСТАВЛЕНИЕ ВАРИАНТОВ СХЕМ

ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ И РАСЧЁТ ДВУХ ИЗ

НИХ ПРИ МАКСИМАЛЬНЫХ НАГРУЗКАХ

2,1 Составление вариантов схем сети.

N Конфигурация схемы длинна длинна кол-во выключа-

трассы провода телей на высоком

км. км. напряжении.

А-2

1-3

2-3

1 156 156 3-3

Итого 11

А-6

1-2

2 2-2

151 302 3-2

Итого 12

А-4

3 1-2

2-2

3-2

121 242 Итого 10

А-4

1-2

4 2-2

186 224 3-2

Итого 12

По количеству выключателей, длине трассы, длине провода

выбираем варианты 1и3.

2.СОСТОВЛЕНИЕ ВАРИАНТОВ СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ И РАСЧЕТ ДВУХ ИЗ НИХ ПРИ МАКСИМАЛЬНЫХ НАГРУЗКАХ

2.1.Состовление вариантов схем сети.

Таблица 4

По количеству выключателей , длине трассы и длине провода выберем более экономичные варианты 1 и 4 .

Вариант N1.

1 Sпр=28.16+j15.52

А 2

Sпр=12.138+j6.1

3

. Sпр=28.169+j16.198

Превращаем кольцевую сеть в линию с двухсторонним питанием.

А А¹

38км 37км 35км 46км

28+j15.52 12.138+j6.1 28.169+j16.198

S _A =[(28,16+j15.52 )118+(12.138+j6.1)81+(28.169+j16.198)46]/156=

=5601.832+j3070.568/156=35.9+j19.7

S _A ^/ =(28.16+j15.52)38+(12.138+j6.1)75+(28.169+J16.198)110=

=5078.99+j2829.04/156=32.6+j18.1

Делаем проверку

S _A +S _A ^/ = (9)

68.5+j37.8=68.5+j37.8

Находим мощности на каждом участке и точку токораспредиления.

А A^/

35.9+j19.7 1 7.74+j4.18 2 4.43+j1.9 3. 32.6+j18.1

28.16+j15.52 12.14+j6.1 28.17+j16.2

Подсчитываем токи на каждом участке и выберем сечение по экономической плотности тока. Для кольцевой сети находим Т_ср .

; (10)

T_cp =28.16*5700+12.14*4700+28.17*3500/28.16+12.14+28.17=4617.57 ч.

Участок 3-2

I_max =; (11)

Imax=Ö4.43² +1.9² /Ö3*110*10³ =25А

Участок 2-1

I_max2-1 = Ö7.74² +4.18² /Ö3*110*10³ =46А

Участок А-1

I_maxA-1 =Ö35.9² +19.7² /Ö3*110*10³ =214А

Участок А¹ -3

Imax=Ö32.6² +18.1² /Ö3*110*10³ =196A

Выбор сечения проводов методом экономических интервалов.

Iр = Iмах * ai * aт

Для участка А¹ -3

Ip=196*1.05*1=205.8A

Для участка 3-2

Ip=25*1.05*1=26.25A

Для участка 2-1

Ip=46*1.05*1=48.3A

Для участка 1-А

Ip=214*1.05*1=224.7

По карте для Северного Урала район II.

Опоры – железобетон, линия одноцепная, район Сибири.

Данные сводим в таблицу:

Проверка выбранных проводов по нагреву в аварийном режиме.

А 68.5+j37.8 40.31+j22.3 28.17+j16.2 A¹

28,16+j15.52 12.14+j6.1 28.17+j16.2

Iав1-2=Iав3-2=ÖP² +Q² /Ö3*U=241A

Iав1-А=Iав3-A¹ =410A

Iав£Iдоп

Выбранные сечения провода проходят по нагреву.

ПАРАМЕТРЫ ЛИНИЙ.

Расчёт ведём по формулам: R=Ro*l/n; X=Xo*l/n; Qc=n*Qo*l.

Составляем схему замещения сети:

A 1 2 3 A¹

4.56+j15.39 9.21+j15.8 8.72+j14.95 5.52+j18.63

j0.72 j0.72 j0.66 j0.66 j0.62 j0.62 j0.86 j0.86

28.16+j15.52 12.14+j6.1 28.17+j16.2

Подсчитываем расчётные нагрузки ПС и упрощаем схему замещения сети;

Sp₁ = Snp1-j(Qc1/2+Qc2/2)=28.16+j15.52-(0.72+0.66)=28.16+j14.14

Sp2=12.14+j6.1-j(0.66+0.62)=12.14+j4.82

Sp3=28.17+j16.2-j(0.62+0.86)=28.17+j14.72

A 35.9+j17.2 1 7.7+j3.1 2 4.4+j1.7 3 32.6+j16.4 A¹

j0.72 28.16+j14.14 12.14+j4.82 28.17+j14.72 j0.86

Находим распределение мощностей в схеме с учётом действительных параметров

линий по формулам:

PA=GAAå(PiRiA+QiXiA)+BAAå(PiXiA-QiRiA)

QA=-GAAå(PiXiA-QiXiA)+BAAå(PiRiA+QiXiA) где,

GAA=RAA/R² AA+X² AA BAA=XAA/R² AA+X² AA

GAA=28.01/28.01² +64.77² =0.0056 BAA=64.77/28.01² +64.77² =0.013

PA=0.0056(28.2*23.45+12.1*14.24+28.2*5.52+14.1*49.38+4.8*33.58+14.7*

*18.63)+0.013(28.2*49.38+12.1*33.58+28.2*18.63-14.1*23.45+4.8*14.24+

+14.7*5.52)=35.95

QA=-0.0056*1844.059+0.013*2120.561=17.24

SA=35.9+j17.2

PA¹ =0.0056(28.2*22.49+12.1*13.77+28.2*4.56+14.7*46.14+4.8*31.9+14.1*

*15.39)+0.013(28.2*46.14+12.1*31.9+28.2*15.39-14.7+22.49+4.8*13.77+

+14.1*4.56)=32.65

QA¹ =-0.0056*1660.141+0.013*1977.804=16.4

SA¹ =32.6+j16.4

Проверка: SA+SA=S1p+S2p+S3p

68.5+j33.6=28.2+j14.1+12.1+j4.8+28.2+j14.7

Линия с двухсторонним питанием разделяется в точке потокораздела на

две радиальные линии:

35+j18.1 7.75+j4 4.4+j1.7 32.6+j14.4

j0.72 28.2+j14.1 7.7+j3.1 4.4+j1.7 28.2+j14.7 j0.86

0.61+j2.06 0.052+j0.9 0.016+j0.027 0.6+j2.04

Участок 1-2

Sк=7.7+3.1

DSл=Pk² +Qk² /Uн² (Rл+Xл)=7.7² +3.1² /110² (9.21+j15.8)= 0.052+J0.9

Sн=Sk+DSл=7.7+j3.1+0.052+j0.9=7.752+j4

Участок А-1

Sk=Sн1-2+Sp1=7.752+j4+28.2+j14.1=35.952+j18.1

DSл=35.95² +18.1² /110² (4.56+j15.39)=0.61+j2.06

Sн=35.95+j18.1+0.61+j2.06=36.56+j20.16

Sa=Sн-jQ/2=36.56+j20.16-j0.72=36.56+j19.44

Участок 2-3

Sk=4.4+j1.7

DS=4.4² +1.7² /110² (8.72+14.95)=0.016+j0.027

Sн=4.4+j1.7+0.016+j0.027=4.416+j1.727

Участок 3-А¹

Sk=4.416+j1.727+28.2+j14.7=32.62+j16.43

DS=32.62² +16.43² /110² (5.52+18.63)=0.6+j2.04

Sн=32.62+j16.43+0.6+j2.04=33.22+j18.47

Sa¹ =33.22+j18.47-j0.86=33.22+j17.61

åSa=Sa+Sa¹ =36.56+j19.44+33.22+j17.61=69.78+j37.05

Вариант N 3

1 Sпр=28.16+j15.52

A 2 Sпр=12.138+j6.1

3 Sпр=28.169+j16.198

А

40,29+j21.62 1 12.138+j6.1 2

28.16+j15.52 T=5700 12.138+j6.1

28.169+j16.198 3 T=4700

28.169+j16.198

T=3500

Tоки на каждом участке:

Imax=ÖP+Q/Ö3U

Участок А-1

Imax=Ö40.29² +21.62² /Ö3*110*2*10³ =120A

Участок 1-2

Imax=Ö12.138² +6.1² /380.6*10³ =35A

Участок A-3

Imax=Ö28.169² +16.198² /380.6*10³ =85A

Выбор сечения проводов:

Ip=Imax*ai*at ai=1.05 at=1

Для участка А-1

Ip=120*1.05*1=126A

Для участка 1-2

Ip=35*1.05*1=36.75A

Для участка А-3

Ip=85*1.05*0.8=71.4

По карте, район Северного Урала -II. Опоры железобетонные,

линия двуцепная.

Участок Smax Imax Ip Fct Iдоп Iп.ав.

А-1 40,29 120 126 120 375 240

1-2 12,138 35 36,75 95 330 70

А-3 28,169 85 71,4 95 330 70

ПАРАМЕТРЫ ЛИНИЙ

Расчётные формулы: r0*l/n X=x0*l/n Qc=n*q0*l

Схема замещения и действительные параметры:

А 4.73+j8.11 1 5.66+j8.03 2

j1.35 j1.35 j1.3 j1.3

28.16+j15.52 12.14+j6.1

7.04+j9.98

3

j1.61 j1.61 28.17+j16.2

Sp1=28.16+j15.52-j(1.35+1.3)=28.16+j12.87

Sp2=12.14+j6.1-j1.3=12.14+j4.8

Sp3=28.17+j16.2-j1.61=28.17+j14.6

A

41.18+j21.81 12.22+j4.91

j1.35 28.16+j12.87 12.14+j4.8

28.75+j15.43

j1.61 28.17+j14.6

Распределение мощностей по линиям с учётом потерь.

Участок 1-2

Sk=12.14+j4.8 DS=0.08+j0.11 Sн=12.22+j4.91

Участок А-1

Sk=40.38+j20.43 DS=0.8+j1.38 Sн=41.18+j21.81

Участок А-3

Sk=28.17+j14.6 DS=0.58+j0.83 Sн=28.75+j15.43

Sa=28.75+j15.43

åSa=69.93+j34.28

1

2 А

A Sp=12.14+j6.1 2

3 3

46км

Sp=28.17+j16.2 2*25 110/35/10

Вариант N1 Вариант N3

631,5—100%

642 ---X%

X=642*100/631.5=101.6%

Варианты схем равнозначны, т. к. 3 вариант схемы отличается менее, чем

на 3% от варианта 1. По инженерным параметрам выбираем вариант 3.

4. ОКОНЧАТЕЛЬНЫЙ РАСЧЁТ ОПТИМАЛЬНОГО ВАРИАНТА СХЕМЫ ПРОЕКТИРУЕМОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

Расчёт электрической сети в наиболее тяжёлом аварийном режиме.

1

А

2

3

Расчёт участков А-1 и 1-2

A 9,5+j16.2 1 11.3+j16.1 2

j0.67 j0.67 j0.64 j0.64

28.16+j15.52 12.14+j6.1

Составляем баланс мощностей по участкам с учётом потерь и находим

мощность потребляемую от источника:

Sp1-2=12.14+j(6.1-0.64)=12.14+j5.46

SpA-1=28.16+j(15.52-j0.67-0.64)=28.16+j14.21

Участок 1-2

Sk=12.14+j5.46

DS=0.17+j0.24

Sн=12.31+j5.70

Участок А-1

Sk=12.31+j5.7+28.16+j14.21=40.47+j19.9

DS=1.6+j2.72

Sн=40.47+j19.9+1.6+j2.72=42+j22.6

Sп=42+j(22.6-0.67)=42+j22.07

Sист=28.17+j16.2+42+j22.07=70.17+j38.27

Sk 40.47+j19.9 Sk 12.14+j5.46

70.17+j38.27 42.0+j22.6 12.31+j5.70

5 .ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ НА ШИНАХ ПОДСТАНЦИИ И ВЫБОР СПОСОБОВ РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ

Максимальный режим:

A

4.73+j8.11 5.66+j8.03

41,18+j21.81 1 12.22+j4.91 2

7.04+j9.98 3

28.75+j13.82

U1=116-41.28*4.73+21.81*8.11/116=112.8кВ

U2=112.8-12.22*5.66+4.91*8.03/112.8=111.84кВ

U3=116-28.75*7.04+13.82*9.98/116=113.07кВ

Аварийный режим:

A 42+j22.6 9.5+j16.2 1 12.31+j5.7 11.3+j16.1 2

U1=116-42*9.5+22.6*16.2/116=109.37кВ

U2=109.4-12.31*11.3+5.7*16.1/109.4=107.3кВ

Выбор способов регулирования напряжения на шинах подстанции:

Подстанция 3.

0.75+j0

18+j8.7

0.75+j18.75

10+j4.9

U0=113-28*0.75+15.7*29.9/113=108.66

Ucн=0

Uнн=108.66-10*0.75+4.9*18.75=107.75

Задаёмся желаемым напряжением НН

Uж³1,05*Uном.сети=1.05*10=10.5кВ

Напряжение ответвления на ВН

Uотв=Uн¹ *Uном.н/Uж=107.8*11/10.5=112.8кВ

По шкале Uотв.ст=112.95(-1*1.78%)

Действительное напряжение на шинах НН

Uдн=Uн¹ *Uнн.тр/Uот.ст=107.8*11/112.95=10.49кВ

Задаёмся желаемым напряжением СН

Uж.с=³1.05*Uн.сети=1.05*35=36.75кВ

Uд.с=108.7*38.5/112095=37.05кВ

Подстанция 1

28,1+j15.2 1.53+j29.18

·

108.5

10.3

Подстанция 2

12,1+j5.96 3.95+j69.5

10,2
		103,17

Вывод: На подстанциях 1,2,3 в рассматриваемых режимах, имеющихся

на трансформаторах диапазонов регулировки напряжения оказывается достаточно для обеспечения требуемых уровней напряжения, так как

действительные напряжения близки к желаемым.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАНОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1.Рокотян С.С. “Справочник по проектированию электроэнергетических

систем” М. “ Энергия”,1987г.

2. “ Правила устройства электроустановок” М. “ Энергия”,1988г.

3. Боровиков В.А. “Электрические сети энергетические системы”,1989г.

4. Неклепаев Б.Н. “Электрическая часть электростанций и подстанций” М.

“ Энергия”,1989г.

5. “Энергия” журнал №10 ,1996г.

6. Неклепаев Б.Н. “Электрическая часть электростанций и подстанций” М.

“ Энергия”, 1972г.

7. НТП ПС 1993г.

8. “Принципиальные электрические схемы РУ ПС 6-750 кВ”1991г.