Проектирование сети 110-150 кВ для передачи и распределения электроэнергии

  • Вид работы:
    Дипломная (ВКР)
  • Предмет:
    Физика
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    1,57 Mb
  • Опубликовано:
    2011-07-23
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Проектирование сети 110-150 кВ для передачи и распределения электроэнергии

Содержание

Введение

Предварительный расчет электрической сети

1.1 Краткая характеристика электроснабжаемого района и его потребителей

1.1.1 Климатические условия

.1.2 Расстояния по воздушной прямой и протяженности трасс между пунктами сети

.2 Построение годового графика нагрузки по продолжительности

.3 Баланс активной и реактивной мощности

.4 Выбор конструкции сети и материала проводов

.5 Формирование вариантов схем электроснабжения и их анализ

.6 Предварительный расчет выбранных вариантов

.6.1 Расчет радиально-магистрального варианта сети

.6.1.1 Расчет потокораспределения в нормальном режиме максимальных нагрузок

.6.1.2 Выбор номинальных напряжений сети

.6.1.3 Выбор сечений проводов ЛЭП

.6.1.4 Проверка проводов по току наиболее тяжелого аварийного режима сети

.6.1.5 Проверка сети по потери напряжения в нормальном и послеаварийном режимах

.6.2 Расчет смешанного варианта сети

.6.2.1 Расчет потокораспределения в нормальном режиме максимальных нагрузок

.6.2.2 Выбор номинальных напряжений сети

.6.2.3 Выбор сечений проводов ЛЭП

.6.2.4 Проверка проводов по току наиболее тяжелого аварийного режима сети

.6.2.5 Проверка сети по потери напряжения в нормальном и послеаварийном режимах

.7 Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

по ГОСТ 14209-97

.8 Проверка трансформаторов на перегрузочную способность по ГОСТ 14209-97

1.9 Формирование схем электрических соединений вариантов сети

Технико-экономическое сравнение вариантов схем электрической сети и выбор рационального варианта

.1 Выбор рационального варианта сети

Электрический расчет выбранного варианта в режиме максимальных нагрузок

.1 Формирование схемы замещения сети и определение ее параметров

.2 Расчет зарядных мощностей ЛЭП в нормальном режиме максимальных нагрузок

.3 Выбор режима нейтрали сети

.4 Определение расчетных нагрузок в режимах: максимальных нагрузок; минимальных нагрузок и послеаварийном режиме

.5 Расчет режимов сети

.5.1 Электрический расчет радиального участка сети

.5.2 Электрический расчет магистрального участка сети

.6 Определение напряжения на стороне низшего напряжения подстанций и выбор регулировочных ответвлений трансформаторов

.7 Выбор регулировочных ответвлений трансформаторов

4 Проверочный расчет баланса активной и реактивной мощности в сети

Заключение

Список использованных источников

Приложение А Схемы электрических соединений вариантов сети

Приложение В Схема замещения сети

Введение

Энергетика является одной из самых важных отраслей производства. Просчеты в этой области имеют серьезные последствия. Наиболее универсальная форма энергии - электроэнергия. Она легко преобразуется в механическую, тепловую и световую энергии и поэтому стала основой развития промышленности, сельского хозяйства, транспорта.

Передача электроэнергии от электростанций по линиям электропередачи осуществляется при напряжениях 110-750 кВ, т.е. значительно превышающих напряжения генераторов. Электрические подстанции применяются для преобразования электроэнергии одного напряжения в электроэнергию другого напряжения. Электрическая подстанция - это электроустановка, предназначенная для преобразования и распределения электрической энергии. Подстанции состоят из трансформаторов, сборных шин и коммутационных аппаратов, а также вспомогательного оборудования: устройств релейной защиты и автоматики, измерительных приборов. Подстанции предназначены для связи генераторов и потребителей с линиями электропередачи.

Общая задача, возникающая при проектировании систем передачи и распределения электроэнергии, заключается в выборе наиболее рациональных технических решений и в выборе наилучших параметров этих решений. При этом приходиться решать следующее наиболее характерные задачи:

·выбор конфигурации электрической сети и ее конструктивного исполнения (воздушная, кабельная);

·выбор числа цепей каждой из линий и числа трансформаторов подстанций;

·выбор номинального напряжения линий;

- выбор материала и площади сечений проводов линий;

- выбор схем подстанций;

·обоснование технических средств обеспечения требуемой надежности электроснабжения потребителей;

·выбор технических средств обеспечения требуемого качества напряжения;

·обоснование средств повышения экономичности функционирования электрической сети;

При комплексном решении этих вопросов в процессе работы над проектом студент приобретает практические навыки самостоятельного решения инженерных задач, развивает творческие способности в профессиональной области, обучается пользованию технической, нормативной и справочной литературой.

В курсовом проекте разрабатывается сеть 110-150 кВ, предназначенная для электроснабжения промышленного района, содержащего пять предприятий, относящихся к какой либо отрасли с общей мощностью порядка 70-100 МВА.

 

1 Предварительный расчет электрической сети

1.1 Краткая характеристика электроснабжаемого района и его потребителей


1.1.1 Климатические условия

Электрическая сеть проектируется для г. Гурьева расположенного в устье Урала в республике Казахстан.

В соответствии с ПУЭ 6 издание /3/ по гололедообразованию г. Гурьев относится к II-му району, где нормативная толщина стенки гололеда составляет 15 мм.

Средняя продолжительность гроз в проектируемом районе составляет от 40 до 60 часов в год. По ветровому давлению г.Гурьев относится к 3-му району, где нормативная скорость ветра составляет 32 м/с (нормативное ветровое давление 650 Па) и к I району с редкой «пляской» проводов с частотой повторяемости 1 раз в 10 лет и менее, среднегодовая продолжительность гроз от 10 до 20 часов.

Эквивалентная температура охлаждающего воздуха (Θэкв) согласно ГОСТ 14209-97 в г.Гурьев составляет:

зимняя: -8,3 ºС;

летняя: 24,3 ºС;

годовая: 15,5 ºС.

1.1.2 Расстояния по воздушной прямой и протяженности трасс между пунктами сети

Расстояние  (км) по воздушной прямой между пунктами сети определяется по выражению.

 (1.1)

m=15 - заданный масштаб (км/см).

Протяженность трассы  (км) между пунктами сети определяется с учетом неравномерности рельефа местности.

 (1.2)

где к = 1,16 - поправочный коэффициент.

Расчет расстояний по воздушной прямой и протяженности трасс сводим в таблицу 1.1.

Таблица 1.1 - Протяженность трасс сети

Пункту сети

Расстояния по воздушной прямой (lв) и протяженности трасс (l) между пунктами сети


РЭС

Пункт 1

Пункт 2

Пункт 3

Пункт 4

Пункт 5

РЭС


66

90

144

111

154,5

Пункт 1

76,56


40,5

84

45

90

Пункт 2

104,4

46,98


55,5

37,5

81

Пункт 3

167,04

97,44

64,38


42

45

Пункт 4

128,76

52,2

43,5

48,72


46,5

Пункт 5

179,22

104,4

93,36

52,2

53,94



Примечание: Расстояния по воздушной прямой (lв) между пунктами сети занесены в правую верхнюю часть таблицы, а протяженности трасс (l) между пунктами сети в левую нижнюю часть таблицы.

1.2 Построение годового графика нагрузок по продолжительности

На рисунке 1.1 приведен суточный график нагрузок для пищевой промышленности. Далее ведётся построение годового графика нагрузок по продолжительности и расчёт числа часов использования максимума нагрузки.

Рисунок 1.1 - Суточный график нагрузки

Примечание: Условные обозначения на рисунке 1.1


Условно принимаем число «зимних» суток равным 213 и число «летних» суток - 152

Ранжируют (нумеруют) ступени графиков зимнего и летнего, начиная с максимального значения. Получают пять рангов - пять по величине мощности ступеней

Суммарная продолжительность i- ой ступени годового графика - Ti=Tiз+Tiл;

Tiл=tiл*152, (1.3)

Tiз=tiз*213, (1.4)

где tiл - суммарная продолжительность i-ой ступени по суточному летнему графику; tiз - суммарная продолжительность i-ой ступени по суточному зимнему графику;

Расчет сводится в таблицу 1.2

Таблица 1.2 - Построение годового графика нагрузки по продолжительности

№ ступени

Pi, о.е.

tiз, ч

tiл, ч

Tiз, ч

Tiл, ч

Ti=Tiз+Tiл

Pi(о.е.)*Ti ч

1

1

8

-

1704

-

1704

1704

2

0,7

-

8

-

1216

1216

851,2

3

0,5

4

-

852

-

852

426

4

0,4

4

4

852

608

1460

584

5

0,3

-

2

-

304

304

91,2

6

0,1

8

10

1704

1520

3224

322,4

Итого:


24

24

3512

3648

8760

3978,8


Годовой график по продолжительности строится на основе данных столбцов 2 и 7 таблицы 1.2. Годовой график представлен на рисунке 1.2

Рисунок 1.2 - Годовой график по продолжительности

Находится число часов использования максимума нагрузки:

, (1.5)

Так как РМ=1 (в относительных единицах), то , то есть это число, стоящее в правом нижнем углу таблицы 1.2.

ТМ = 3978,8 ч

По значению Тм определяется jэ - экономическую плотность тока для выбранных проводов (марки АС): jэ=1,1 А/мм2.

1.3 Баланс активной и реактивной мощности

Исходными данными для расчета потокораспределения при курсовом проектировании являются активные нагрузки пунктов потребления Pi и их коэффициенты мощности (cos φi).

По заданным значениям активных нагрузок Pi и коэффициентам мощности потребителей cos φi определяются tg φi, заданные реактивные нагрузки - Qзi и полные нагрузки Sзi:

Qзi=tg φi *Pi; (1.6)зi= (1.7)

Для первой нагрузки по сos j1 =0,77определяем tg j.

Значение tg j можно определять по выражению .

tg j1 = 0,829

Реактивная и полная нагрузка первого потребителя.

Qз1 = tg φ1 · P1 (1.8)

Qз1=0,829*17=14,087 Мвар;

Sз1 = (1.9)

Sз1= =22,078 МВА;

Расчёт для остальных нагрузок сводится в таблицу 1.3

Таблица 1.3 - Определение заданных нагрузок

№ n/c

Pi , MBт

Cos φi

tg φi

Qзi, Mвар

Sзi, MBA

1

17

0,77

0,829

14,087

22,078

2

29

0,79

0,776

22,506

36,709

3

13

0,73

0,936

12,171

17,808

4

24

0,73

0,936

22,469

32,877

5

31

0,71

0,992

30,747

43,662

Итого

114



101,98

153,134

Баланс активной мощности

Суммарная мощность нагрузок потребителей, МВт по:

åРнагр = åРi = Р1+Р2+Р3+Р4+Р5 (1.10)

åРнагр = 17+29+13+24+31=114 МВт

Расход мощности на собственные нужды станции.

Принимается РСН=0,05 åРнагр

РСН=0,05*114=5,7 МВт

Резерв мощности на станции принимаем равным:

Рр=0,1 от åРнагр.

Рр=0,1*114=11,4 МВт

Потери активной мощности принимаются равными DРсети=0,05 от åРнагр.

DРсети=0,05*114=5,7 МВт

Мощность, вырабатываемая генераторами энергосистемы.

Рг=åРнагр+Рсн+DРсети, (1.11)

Рг=114+5,7+11,4+5,7=136,5 МВт

Баланс реактивной мощности

Суммарная мощность реактивных нагрузок.

åQнагр=åQзi = Qз1+Qз2+Qз3+Qз4+Qз5 (1.12)

åQнагр = 14,087+22,506+12,171+22,469+30,747=101,98 Мвар.

Суммарная мощность полных нагрузок.

åSнагр=Sз1+Sз2+Sз3+Sз4+Sз5 (1.13)

åSнагр=22,078+36,709+17,808+32,877+43,662=153,134 МВА

Расход реактивной мощности на собственные нужды станции принимается равным 0,04 от åSнагр

Qсн=0,04*153,134 =6,152 Мвар

Резерв реактивной мощности на станции.

Qр=0,1*153,134=15,314 Мвар

Потери реактивной мощности в сети принимаются равными 0,1 от åSнагр

DQсети=0,1*153,134=15,314 Мвар

Располагаемая реактивная мощность системы.

Qг = Рг · tgс (1.14)

Находят tgjс энергосистемы по заданному cosjс =0,89.

tgjс = 0,512.

Qг=136,5 *0,512= 69,89 Мвар

Суммарная реактивная мощность компенсирующих устройств, устанавливаемых в сети.

Qку =åQнагр+Qсн+DQсети - Qг (1.15)

Qку =101,98 +6,152 +15,314 +15,314 -69,89 =53,456 Мвар

Компенсирующие устройства распределяются по потребителям так, чтобы уравнять их коэффициенты мощности до величины tgjср.вз..

Находят значение tgjср.вз..

tgjср.вз.= (åQнагр - Qку)/å Pнагр (1.16)

tg φcр.взв.= 0,426;

Определяется мощность компенсирующих устройств устанавливаемых на каждой из подстанций электрифицируемого района.

Qкуi = Pi · (tg φi - tg φcр.взв.) (1.17)

Qку1 =17*(0,829-0,426)=6,851 Мвар

Реактивная нагрузка первой подстанции после компенсации составит.

Qi = Qзi - Qкуi (1.18)

Q1=14,087-6,851=7,236 Мвар

Полная нагрузка подстанции после компенсации.

Si= (1.19)

S1=

Коэффициенты мощности потребителей после компенсации.

tgφi = (1.20)

Для первой подстанции.

φ1 =

Проверяем: tgφ1» tg φ cр.вз,

,426=0,426.

Расчёты для остальных подстанций сводят в таблицу 1.4.

Таблица 1.4 - Расчётные нагрузки с учетом компенсации реактивной мощности

№ п/с

Рi, МВт

Qзi, Мвар

Qкуi, Мвар

Qi, Мвар

Si, МВА

tgφi

1

17

14,087

6.851

7.236

18.476

0.426

2

29

22,506

10.15

12.356

31.523

0.426

3

13

12,171

6.63

5.541

14.132

0.426

4

24

22,469

12.24

10.229

26.089

0.426

31

30,747

17.546

13.201

33.694

0.426

Итого

114

101,98

53.417

48.563

123.914

-


Дополнительной проверкой правильности выполненных расчетов является равенство: Qку = åQкуi , т.е. значение Итого по столбцу 4 должно совпасть со значением Qку , вычисленным по выражению 1.15.

Условие выполняется (погрешность 0,04).

,456  53.417 Мвар

1.4 Выбор конструкции сети и материала проводов

Для проектируемой сети выбраем тип опор, расположение проводов на опоре и марку проводов.

Город Гурьев расположен в устье реки Урал недалеко от Каспийского моря, где в воздухе находятся соединения способствующие разрушению сталеалюминевых проводов (побережья морей, соленых озер и районы с соответствующими промышленными выбросами) поэтому выбираем сталеалюминевые провод марки АСК в соответствие со справочником Никлипаева /1/.

Применяем железобетонные опоры, т.к. район с повышенной влажностью воздуха, среднегодовой температурой +15˚С.

Минимальное сечение проводов по условиям механической прочности при толщине стенки гололеда 15 мм - 50 мм2

Расстояние между проводами - 2 м .

1.5 Формирование вариантов схем электроснабжения и их анализ

Рисунок 1.3 - Радиальная схема сети

Рисунок 1.4 - Магистральные схемы сети

Рисунок 1.5 - Смешанные с кольцом схемы сети

Рисунок 1.6 - Сложнозамкнутые схемы сети

Рисунок 1.7 - Замкнутая схема сети

В районных электрических сетях применяют различные по конфигурации схемы. Выбор конкретной схемы при проектировании определяется составом потребителей по категориям требуемой надежности электроснабжения и взаимным расположением источников питания и пунктов потребления энергии.

Электроснабжения потребителей первой и второй категории в соответствии с ПУЭ в нормальных режимах должно осуществлять от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, то есть для их питание должны применяться различные резервированные схемы. Питание потребителей 3-ей категории может осуществляться по одноцепным нерезервированным линиям от одного источника питания.

При решении вопросов резервирования питания потребителей различных категорий, территориально объединенных в одном пункте сети, следует ориентироваться на наличие потребителей наивысшей категории по степени надежности. Например, если в рассматриваемом пункте сети имеются потребители 1-ой, 2-ой и 3-ей категории, то выбирается резервированная схема с двумя независимыми источниками, то есть ориентируются на наличие потребителей 1-ой категории. На подстанции питающей этих потребителей устанавливается два трансформатора.

Для резервирования и исключения из работы поврежденных элементов сети в послеаварийных режимах, а так же осуществления ремонта оборудования без прекращения электроснабжения потребителей, при выборе схемы построения сети, отвечающей требованиям надежности, необходимо предусматривать установку соответствующих коммутационных аппаратов для оперативных переключений.

Таким образом, требуемая надежность схемы электрической сети обеспечивается сооружением определенного количества линий, трансформаторов и коммутационных аппаратов на подстанциях, выбранных на основе анализа состава потребителей по категориям надежности.

1.6 Предварительный расчёт выбранных вариантов

1.6.1 Расчёт радиально-магистрального варианта сети

1.6.1.1 Расчёт потокораспределения в нормальном режиме максимальных нагрузок

Расчёт ведется без учета потерь мощности на участках сети. Задаются направлением потокораспределения активной мощности по участкам сети (рисунок 1.11).

Рисунок 1.8 - Потокораспределение активной мощности

Производится расчет потокораспределения, используя первый закон Кирхгофа.

P43 = P3; P43 = 13 МВт; P04 = P43 + P4; P04 = 13 + 24 = 37 МВт; P02 = P2;

P02 = 29 МВт; P15= P5; P15= 31 МВт; P01 = P15 + P1; P01 = 31+17=48 МВт.

Реактивные нагрузки по участкам сети определяются по tgφср.взв.

Qij=Pij · tg φср.взв. . (1.21)

Q01=48*0,426= 20,448 Мвар

Полные нагрузки участков сети.

Sij= (1.22)

S01=== 52,18 МВА

Расчеты для остальных участков производятся аналогично.

Результаты вычислений заносим в таблицу 1.5.

Таблица 1.7 - Потокораспределение по ветвям сети

Участок

0-1

0-2

0-4

4-3

1-5

P, МВт

48

29

37

13

31

Q, Мвар

20,448

12,354

15,762

5,538

13,206

S, МВА

52,174

31,522

40,217

14,13

33,696


1.6.1.2 Выбор номинального напряжения сети

Длины трасс участков сети, заданы в таблице 1.1.

Определение ориентировочного напряжение для участка 0-1 по формуле Стилла.

Uopij=16, (1.23)


По формуле Илларионова

 (1.24)


Аналогично проводится расчет для остальных участков, результаты вычислений представлены в таблице 1.6.

Таблица 1.6 - Выбор номинального напряжения

Участок

0-1

0-2

0-4

4-3

1-5

Длина, lij , км

76,56

104,4

128,76

48,72

104,4

Рij, МВт

48

29

37

13

31

Uорij, кВ

124,575

118,685

132,928

80,266

120,68

Uорij, кВ

130,617

104,831

118,303

70,261

108,189

Принимаются для дальнейшего расчета два варианта, по справочнику /4/.

)        номинальное напряжение Uн = 110 кВ;

)        номинальное напряжение Uн = 150 кВ.

1.6.1.3 Выбор сечения проводов ЛЭП

Определяются рабочие токи участков сети.

Iij=; (1.25)

где n - число цепей линии электропередачи.

Для участка 0-1


Ориентировочные сечения по участкам сети определяются по экономической плотности тока- jэ (экономическая плотность тока определена в пункте 1.2).

Fopij=, (1.26)

Для участка 0-1

Fop01=

Для участка 0-1 с учетом ограничения по короне принимаются стандартное сечение Fст=120 мм2.

Аналогично проводится расчет для остальных участков, результаты вычислений заносятся в таблицу 1.7 - 1.8.

Таблица 1.7 - Расчет сечений для магистральной сети Uн = 110 кВ

Участок

0-1

0-2

0-4

4-3

1-5

n

2

2

2

2

1

I, А

136,921

82,723

105,543

37,083

176,856

Fэ, мм2

124,474

75,203

95,948

33,712

160,779

Fст, мм2

120

70

95

70

150


Согласно ПУЭ /3/, для воздушных линий с номинальным напряжением 110 кВ минимально допустимое сечение проводов по условию короны составляет 70 мм2, также необходимо учесть минимально допустимое сечение по механической прочности /4/.

Таблица 1.8 - Расчет сечений для магистральной сети Uн = 150 кВ

Участок

0-1

0-2

0-4

4-3

1-5

n

2

2

2

2

1

I, А

100,409

60,664

77,398

27,194

129,695

Fэ, мм2

91,281

55,149

70,362

24,722

117,904

Fст, мм2

120

120

120

120

120


Согласно ПУЭ /3/, для воздушных линий с номинальным напряжением 150 кВ минимально допустимое сечение проводов по условию короны составляет 120 мм2.

1.6.1.4 Проверка проводов по току наиболее тяжелого после аварийного режима сети

Сечения проводов выбранных по экономической плотности тока проверяются по допустимому нагреву током наиболее тяжелого послеаварийного режима сети.

Условие проверки .

доп ij ³ Iавij

Для участка 0-1

ав01=2 · I01 (1.27)

Iав01=2* I01=2*136,921=273,842 А ;

Iдоп01 =380 А;

Iав01 < Iдоп01

,842 < 380

Сечение на участке 0-1 удовлетворяет условию проверки по допустимому току нагрева в послеаварийном режиме.

Аналогично проводятся расчеты для остальных участков сети, номинальных напряжений. Результаты вычислений заносятся в таблицы 1.9 - 1.10.

Таблица 1.9 - Проверка сечений по допустимому току (магистральная сеть, Uн = 110 кВ )

Участок

F, мм2

Iдоп, А

Iав, А

Fприн, мм2

0-1

120

380

273,842

120

0-2

70

265

165,446

70

0-4

95

330

211,087

95

4-3

70

265

74,166

70

1-5

150

445

176,856

150

Таблица 1.10 - Проверка сечений по допустимому току (магистральная сеть, Uн = 150 кВ )

УчастокF, мм2Iдоп, АIав, АFприн, мм2





0-1

120

380

200,818

120

0-2

120

380

121,327

120

0-4

120

380

154,797

120

4-3

120

380

54,388

120

1-5

120

4380

129,695

120

1.6.1.5 Проверка сети по потере напряжения в нормальном и после аварийном режимах

Определяются параметры П-образной схемы замещения ЛЭП.

Хлij=xoij · li j / n; (1.28)

Rлij=roij · li j / n; (1.29)

Bлij= boij · li j · n, (1.30)

Результаты расчётов параметров схемы замещения для номинальных напряжений сводятся в таблицы 1.11 - 1.12.

Таблица 1.11 - Параметры схемы замещения сети, магистральная сеть, Uн =

кВ

Участок

Провод

n

r 0, Ом/км

x 0, Ом/км

b 0, мкСм/км

l, км

Rл, Ом

Xл, Ом

Bл, мкСм

0-1

АС-120

2

0,249

0,423

2,69

76,56

9,532

16,192

411,893

0-2

АС-70

2

0,42

0,44

2,58

104,4

21,924

22,968

538,704

0-4

АС-95

2

0,314

0,429

2,65

128,76

20,215

27,619

682,428

4-3

АС-70

2

0,42

0,44

2,58

48,72

10,231

10,718

251,395

1-5

АС-150

1

0,195

0,416

2,47

104,4

20,358

43,43

286,056


Таблица 1.12 - Параметры схемы замещения сети, магистральная сеть, Uн = 150 кВ

Участок

Провод

n

r 0, Ом/км

x 0, Ом/км

b 0, мкСм/км

l, км

Rл, Ом

Xл, Ом

Bл, мкСм

0-1

АС-120

0,249

0,439

2,61

76,56

9,532

16,805

399,643

0-2

АС-120

2

0,249

0,439

2,61

104,4

12,998

22,916

544,968

0-4

АС-120

2

0,249

0,439

2,61

128,76

16,031

28,263

672,127

4-3

АС-120

2

0,249

0,439

2,61

48,72

6,066

10,694

254,318

1-5

АС-120

1

0,249

0,439

2,61

104,4

25,996

45,832

272,484


Потеря напряжения в % от номинального на участках сети в нормальном режиме

Для участка 0-1


Потеря напряжения на остальных участках определяется аналогично. Результат сводится в таблицу 1.13.

Таблица 1.13 - Потери напряжения - нормальный режим, магистральная сеть, Uн = 110 кВ

Участок

Р, МВт

Q, Мвар

R, Ом

X, Ом

ΔU кВ

ΔU %

0-1

48

20,45

9,532

16,192

7,169

6,5

0-2

29

12,35

21,924

22,968

8,359

7,6

0-4

37

15,76

20,215

27,619

10,757

9,8

4-3

13

5,54

10,231

10,718

1,749

6,5

1-5

31

13,2

20,358

43,43

10,951

10


Потеря напряжения на участках сети в послеаварийном режиме

Uавij% =n Uij% (1.31)

Результат расчета по потере напряжения на участках сети в послеаварийном режиме сводится в таблицу 1.14.

Таблица 1.14 - Потеря напряжения - послеаварийный режим, магистральная сеть, Uн = 110 кВ

Участок

Р, МВт

Q, Мвар

R, Ом

X, Ом

ΔU кВ

ΔU %

0-1

48

20,45

9,532

16,192

7,169

13

0-2

29

12,35

21,924

22,968

8,359

15,2

0-4

37

15,76

20,215

27,619

10,757

19,6

4-3

13

5,54

10,231

10,718

1,749

3,2

1-5

31

13,2

20,358

43,43

10,951

10


Условие проверки в нормальном режиме максимальных нагрузок:

Uдоп%=³U% (1.32)

где Uдоп% - допустимая величина потере напряжения (в % от номинального напряжения) в нормальном режиме, которую для районных сетей можно принять равной (15¸20)% , /4/.

ΔU01% =6.5%

% > 6.5%

Сети для потребителя № 2 удовлетворяют условию проверки по допустимой потери напряжения.

Проверка по потере напряжения точки 3

U043 = U04 +U43 = 9,8%+6,5% = 16,3 % ,

Проверка по потере напряжения точки 5

U015 = U01 +U15 = 6,5%+10% = 16,5 % ,

Аналогично проверяется сеть в послеаварийном режиме:

Uдоп.ав%³ Uав%,

где Uдоп.ав% - допустимая величина потере напряжения (в % от номинального напряжения) в послеаварийном режиме, которую для районных сетей можно принять равной (20¸25)% , /4/.

ΔU01% =13%

% > 13%

Сети для потребителя № 2 удовлетворяют условию проверки по допустимой потере напряжения.

Проверка по потере напряжения точки 3

U043ав = U04ав +U43ав = 19,6%+3,2% = 22,7 % ,

Проверка по потере напряжения точки 5

U015ав = U01ав +U15ав = 13%+10% = 23% ,

Сеть удовлетворяет условию проверки по потере напряжения в нормальном и в послеаварийном режимах при напряжении 110 кВ.

Сеть удовлетворяет условию проверки по потере напряжения в нормальном и послеаварийном режимах при напряжении 150 кВ.

1.6.2 Расчёт смешанного варианта сети

1.6.2.1 Расчёт потокораспределения в нормальном режиме максимальных нагрузок

Рисунок 1.9 - Потокораспределение активной мощности

Расчёт ведется без учета потерь мощности на участках сети. Задаются направлением потокораспределения активной мощности по участкам сети (рисунок 1.9).

P02=;

P02=МВт ;

P23=P02-P2=26.679-29=-2,321 МВт

Следовательно меняется направление: Р23=2,321 МВт

Далее аналогично находится Р03

Р03=Р3+Р23

Р03=13 +2,321 = 15,321 МВт

Проверка:

P03= ;

P03=МВт ;

Реактивные нагрузки по участкам сети

Qij=Pij*tgср.взв.

Для участка 0-2

Q02=P02*tgср.взв.

Q02=26,679*0,426 =11,365 Мвар

Полные нагрузки участков сети

Sij=;

Для участка 0-2

S02===28,999 МВА

Расчеты для остальных участков производятся аналогично.

Результаты вычислений заносят в таблицу 1.15.

Таблица 1.15 - Потокораспределение по ветвям сети

Участок

0-2

2-5

0-5

0-1

1-3

1-4

Р, МВт

24,180

1,180

15,820

73,000

33,000

27,000

Q, Мвар

8,312

0,406

5,439

25,095

11,345

9,282

S, МВА

25,569

1,248

16,729

77,193

34,896

28,551


1.6.2.2 Выбор номинального напряжения сети

Выбор номинального напряжения производится по формуле (1.23-1.24) так же как для предыдущего варианта.

Расчеты по выбору напряжения сети сводятся в таблицу 1.16.

Таблица 1.16 - Выбор номинального напряжения

Участок

0-2

2-3

0-3

0-1

1-4

4-5

l, км

104,4

97,44

167,04

75,56

52,5

53,94

Р, Мвт

26,679

2,321

15,321

72

55

31

Uорij, кВ

116,235

62,047

113,801

137,865

117,119

102,315

Uорij, кВ

100,761

30,397

77,515

155,694

134,799

105,459


Принимаем для дальнейшего расчета два варианта, по справочнику /4/.

а)      номинальное напряжение Uн = 110 кВ;

б)      номинальное напряжение Uн = 150 кВ.

1.6.2.3 Выбор сечения проводов ЛЭП

Определение рабочих токов участков сети для номинального напряжения Uн=110 кВ.

По формуле (1.25) для участка 0-2:


Определение ориентировочных сечений по участкам сети.

Для участка 0-2 по формуле (1.26):

Fop02=

Для участка 0-2 принимается стандартное сечение - Fст02=120 мм2.

Аналогично определяются сечения на остальных участках сети, результаты вычислений сводятся в таблицы 1.17 и 1.18.

Таблица 1.17 - Расчет сечений для смешанной сети Uн = 110 кВ

Участок

 0-2

2-3

0-3

0-1

1-4

4-5

n

1

1

1

2

2

1

S, МВА

28,999

2,523

16,653

78,261

59,783

33,696

I

152,206

13,241

87,406

205,382

156,889

176,856

Fэ, мм2

138,369

12,038

79,46

186,711

142,626

160,779

Fст, мм2

150

70

70

185

150

150


Таблица 1.18- Расчет сечений для смешанной сети Uн = 150 кВ

Участок

0-2

2-3

0-3

0-1

1-4

4-5

n

1

1

1

2

2

1

S, МВА

28,999

2,523

16,653

78,261

59,783

33,696

I

111,618

9,71

64,097

150,613

115,052

129,695

Fэ, мм2

101,471

8,828

58,27

136,921

104,593

117,904

Fст, мм2

120

120

120

120

120


1.6.2.4 Проверка проводов по току наиболее тяжелого после аварийного режима сети

Для кольцевых участков сети наиболее тяжелыми послеаварийными режимами работы сети являются - поочередное отключение головных участков 0-2 и 0-3.

Проверка осуществляется для кольцевого участка сети 0-2-3-0.

Расчет выполняется для двух режимов:

а) Выход из строя головного участка 0-2

Потокораспределение активных нагрузок

P23ав=P2=29 МВт ;

Р03ав=Р2+Р3 =29+13= 42 МВт

б) Выход из строя головного участка 0-3

P12ав=P3=13МВт ;

Р02ав=Р2+Р3 =29+13=42 МВт ;

Для участка 1-2 в качестве наиболее тяжелого послеаварийного режима принимается режим а), с наибольшей нагрузкой

Результаты проверки сводятся в таблицы 1.19-1.20.

Таблица 1.19 - Проверка по допустимому току в послеаварийном режиме, (Uн = 110 кВ)

Участок

Рмах, МВт

I ав, А

F, мм2

Iдоп, А

Fприн, мм2

 0-2

 42

239,612

150

445

150

0-3

42

239,612

70

265

70

2-3

29

165,446

70

265

70


Таблица 1.20 - Проверка по допустимому току в послеаварийном режиме, (Uн = 150 кВ)

Участок

Рмах, МВт

I ав, А

F, мм2

Iдоп, А

Fприн, мм2

 0-2

 42

175,715

120

380

120

0-3

42

175,715

120

380

120

2-3

29

121,327

120

380

120


Аварийный ток такого участка равен Iавij =nIij,

Условие проверки Iдоп ij ³ Iавij,

Сечение на участке 0-1 удовлетворяет условию проверки по допустимому току нагрева в послеаварийном режиме.

Аналогично проводятся расчеты для остальных участков сети. Результаты вычислений заносятся в таблицу 1.21-1.22.

Таблица 1.21 - Проверка сечений по допустимому току (Uн = 110 кВ )

Участок

F, мм2

Iдоп, А

Iав, А

Fприн, мм2

0-1

185

510

410,763

185

1-4

150

445

313,778

150

4-5

150

445

176,856

150


Таблица 1.22 - Проверка сечений по допустимому току (Uн = 150 кВ )

УчастокF, мм2Iдоп, АIав, АFприн, мм2





0-1

120

380

301,226

120

1-4

120

380

230,104

120

4-5

120

380

129,695

120


1.6.2.5 Проверка сети по потере напряжения в нормальном и послеаварийном режиме

Параметры схемы замещения ЛЭП определяются по формулам (1.28, 1.29 1.30). Результаты расчётов параметров схемы замещения для номинальных напряжений сводятся в таблицы 1.23 - 1.24.

Таблица 1.23 - Параметры схемы замещения сети, смешанная сеть, Uн = 110 кВ

Участок

Провод

n

r0, Ом/км

x0, Ом/км

b0, мкСм/км

l, км

Rл, Ом

Xл, Ом

Bл, мкСм

0-2

АС-150

1

0,195

0,416

2,74

104,4

20,358

43,43

286,056

2-3

АС-70

1

0,420

0,440

2,58

97,44

40,925

42,874

251,395

0-3

АС-70

1

0,420

0,440

2,58

167,04

70,157

73,498

430,963

0-1

АС-185

2

0,156

0,409

2,82

75,56

5,972

15,657

431,798

1-4

АС-150

2

0,195

0,416

2,74

52,5

5,09

10,858

286,056

4-5

АС-150

1

0,195

0,416

2,74

53,94

10,518

22,439

147,796


Таблица 1.24 - Параметры схемы замещения сети, смешанная сеть, Uн = 150 кВ

Участок

Провод

n

r0, Ом/км

x0, Ом/км

b0, мкСм/км

l, км

Rл, Ом

Xл, Ом

Bл, мкСм

0-2

АС-120

1

0,249

0,439

2,61

104,4

25,996

45,832

272,484

2-3

АС-120

1

0,249

0,439

2,61

97,44

24,263

42,776

254,318

0-3

АС-120

1

0,249

0,439

2,61

167,04

41,593

73,331

435,974

0-1

АС-120

2

0,249

0,439

2,61

75,56

9,532

16,805

399,643

1-4

АС-120

2

0,249

0,439

2,61

52,5

6,499

11,458

272,484

4-5

АС-120

1

0,249

0,439

2,61

53,94

23,68

13,431

140,783


Расчеты потерь напряжения на участках сети сведены в таблицы 1.25-1.26.

Таблица 1.25 -Потери напряжения - нормальный режим, Uн = 110 кВ

Участок

Р, МВт

Q, Мвар

Rл, Ом

Xл, Ом

ΔU, кВ

ΔU, %

 0-2

26,679

11,365

20,358

43,43

9,425

8,6

2-3

2,321

0,989

40,925

42,874

1,249

1,1

0-3

15,321

6,527

70,157

73,498

14,132

12,8

0-1

72

30,672

5,972

15,657

8,724

7,5

1-4

55

23,43

5,09

10,858

4,857

4,4

4-5

31

13,206

10,518

22,439

5,658

5,1


Таблица 1.26 -Потери напряжения - нормальный режим, Uн = 150 кВ

УчастокР, МВтQ, МварRл, ОмXл, ОмΔU, кВΔU, %







 0-2

26,679

11,365

25,996

45,832

8,096

5,4

2-3

2,321

0,989

24,263

42,776

0,657

0,44

0-3

15,321

6,527

41,593

73,331

7,439

5

0-1

72

30,672

9,532

16,805

8,011

5,3

1-4

55

23,43

6,499

11,458

4,173

2,8

4-5

31

13,206

23,68

13,431

4,861

3,2


Расчет потерь напряжения на участках сети в послеаварийном режиме сводятся в таблицы 1.27 - 1.28.

Таблица 1.27 - Потери напряжения - послеаварийный режим 110 кВ







 0-2

26,679

11,365

20,358

43,43

9,425

8,6

2-3

2,321

0,989

40,925

42,874

1,249

1,1

0-3

15,321

6,527

70,157

73,498

14,132

12,8

0-1

72

30,672

5,972

15,657

8,724

15

1-4

55

23,43

5,09

10,858

4,857

8,8

4-5

31

13,206

10,518

22,439

5,658

5,1

Таблица 1.28 - Потери напряжения - послеаварийный режим 150 кВ

УчастокР, МВтQ, МварRл, ОмXл, ОмΔU, кВΔU, %







 0-2

26,679

11,365

25,996

45,832

8,096

5,4

2-3

2,321

0,989

24,263

42,776

0,657

0,44

0-3

15,321

6,527

41,593

73,331

7,439

5

0-1

72

30,672

9,532

16,805

8,011

10,7

1-4

55

23,43

6,499

11,458

4,173

5,6

4-5

31

13,206

23,68

13,431

4,861

3,2


Проверка сети по потере напряжения осуществляется для точек электрически наиболее удаленных. Расчет для сети 110 кВ.

В кольцевом участке проверку по потере напряжения осуществляют до точки потокораздела, в нашем случае это точка 2.

U032 = U03 +U23 = 12,8%+1,1%= 13,9 %

Потеря напряжения до точки 2 (точка потокораздела) не превышает допустимое значение.

Проверка по потере напряжения точки 5

U0145 = U01 +U14+U45= 7,5%+4,4%+5,1% = 17,1 %

Определяются потере напряжения на участках сети для двух аварийных режимов а и б.

Для режима а определяем :

U032ав = U03ав +U23ав.

U032ав = 12,8%+1,1%= 13,9 %

Для режима б:

U023ав = U02ав +U23ав

U023ав = 8,6%+1,1%=9,7%

Проверка по потере напряжения точки 5 в послеаварийном режиме.

U0145 = U01 +U14+U45= 15%+8,8%+5,1% = 29 %

Сеть удовлетворяет условию проверки по потере напряжения в нормальном режиме и не удовлетворяет проверки по потере напряжения в послеаварийном режиме при напряжении 110 кВ.

Следовательно, из дальнейшего рассмотрения этот вариант следует исключить

Аналогично выполняется расчет для номинального напряжения 150 кВ.

В кольцевом участке проверку по потере напряжения осуществляют до точки потокораздела, в нашем случае это точка 2.

U032 = U03 +U23 = 5%+0,44%= 5,44 %

Потеря напряжения до точки 2 (точка потокораздела) не превышает допустимое значение.

Проверка по потере напряжения точки 5

U0145 = U01 +U14+U45= 5,3%+2,8%+3,2% = 11,4 %

Определение потери напряжения на участках сети для двух аварийных режимов а и б.

Для режима а):

U032ав = U03ав +U23ав.

U032ав = 5%+0,44%= 5,44 %

Для режима б):

U023ав = U02ав +U23ав

U023ав = 5,4%+0,44%=5,84%

Проверка по потере напряжения точки 5 в послеаварийном режиме.

U0145 = U01 +U14+U45= 10,7%+5,6%+3,2% = 19,5 %

Сеть удовлетворяет условию проверки по потери напряжения в нормальном и в послеаварийном режимах при напряжении 150 кВ.

1.7 Выбор числа и мощностей силовых трансформаторов

Выбор числа трансформаторов на подстанциях для проектируемой сети представлен в таблице 1.29.

Таблица 1.29 - Выбор числа трансформаторов на подстанциях

№ подстанции

1

2

3

4

5

Категория потребителей

1

1,2

1,2,3

1,3

3

Количество трансформаторов

2

2

2

2

1


Средняя квадратичная нагрузка по графику характерных «зимних» суток:

, (1.33)

Для графика нагрузки на рисунке 1.1:

Sск==0,636

Ориентировочная мощность трансформатора:

Sор = Sск *SМ/n; (1.34)

Для первой подстанции:

Sор1 = 0,636*18,476/2 = 5,879 МВА

За номинальную мощность трансформаторов принимается ближайшая большая стандартная.

Sнт1=6,3 МВА

Расчеты по всем подстанциям приведены в таблице 1.30, 1.31.

Таблица 1.30 - Выбор мощности трансформаторов 110 кВ

№ п/с

Sм, МВА

n

Sор, МВА

Sнт, МВА

Kнт*, МВА

Тип трансформатора

Kнт ав*, МВА

1

18,476

2

5,879

6,3

0.682

ТМН-6300/110

0.541

2

31,523

2

10,031

10

0.634

ТДН-10000/110

0.508

3

14,132

2

4,497

6,3

0.892

ТМН-6300/110

0.446

4

26,089

2

8,301

10

0.767

ТДН-10000/110

0.383

5

33,694

1

21,443

25

0.742

ТРДН-25000/110

-

Таблица 1.31 - Выбор мощности трансформаторов 150 кВ

№ п/сSм, МВАnSор, МВАSнт, МВАKнт*, МВАТип трансформатораKнт ав*, МВА








1

18,476

2

5,879

4

0,433

ТМН-4000/150

0.866

2

31,523

2

10,031

16

1.015

ТДН-16000/150

0.508

3

14,132

2

4,497

4

0.566

ТМН-4000/150

1.132

4

26,089

2

8,301

16

1.227

ТДН-16000/150

0.613

5

33,694

1

21,443

32

0,95

ТРДН-32000/150

-

1.8 Проверка трансформаторов на перегрузочную способность по ГОСТ 14209-97

) Выбор мощности трансформаторов 110 кВ

а) Проверка трансформаторов на систематическую перегрузку.

Определяется коэффициент покрытия трансформаторами нагрузки подстанции:

, (1.35)

Расчет выполняется для первой подстанции (П/С 1)


Аналогичным образом рассчитывается коэффициент покрытия трансформаторами нагрузки для других подстанций (таблица 1.30).

По пересечению графика нагрузок и линии Кнт* определяется предварительное время перегрузки tп’ .

Определяется коэффициент начальной загрузки К1.

К1=, (1.36)

Определяется предварительный коэффициент перегрузки по графику .

 =, (1.37)

Для первой подстанции

К1(пс1)=0,481;

(пс1)1,466

Таблица 1.32 - Предварительный коэффициент перегрузки

№ п/с

, ч

К1

1

8

0.481

1,466

2

8

0,517

1,576

3

8

0,368

1,122

4

8

0,428

1,304

5

8

0,442

1,348


Определение для первой подстанции

 (1.38)

Если ≥ 0,9∙Кмах, то принимается расчетный коэффициент перегрузки К2 = , а время перегрузки tп = , иначе принимается К2 =0,9∙Кмах, а время перегрузки корректируется по выражению

Проверка:

для первой подстанции - 1,466 > 0,9*1,466= 1,32

Условие выполняется. Принимается для подстанции 1 - К2 = 1,466 и tп = 8 ч.

для второй подстанции - 1,576 > 0,9*1,576= 1,419

Условие выполняется. Принимается для подстанции 2 - К2 = 1,576 и tп = 8 ч.

для третей подстанции - 1,122 > 0,9*1,122= 1,009

Условие выполняется. Принимается для подстанции 3 - К2 = 1,122 и tп = 8 ч.

для четвертой подстанции - 1,304 > 0,9*1,304= 1,174

Условие выполняется. Принимается для подстанции 4 - К2 = 1,304 и tп = 8 ч.

для пятой подстанции - 1,348 > 0,9*1,348= 1,213

Условие выполняется. Принимается для подстанции 5 - К2 = 1,348 и tп = 8 ч.

Из таблиц ГОСТа, /1/:

Для первой подстанции с учетом

где  - температура охлаждающей среды;

Д - система охлаждения трансформатора;

К1 - коэффициент начальной загрузки;

h - время перегрузки.

Определяется К2доп. с помощью метода интерполяции.


Проверка осуществляется по выражению

) К2 ≤ К2доп.

К2 = 1,466 > К2доп = 1,388.

Условие не выполняется, следовательно, нужно увеличить мощность трансформатора на одну ступень и повторить расчет.

Sнт1=10 МВА

Определяется коэффициент покрытия трансформаторами нагрузки подстанции:


Трансформатор не испытывает перегрузок.

б ) Проверка трансформаторов на аварийную перегрузку.

Определяется коэффициент покрытия трансформаторами нагрузки подстанции:


Аналогичным образом рассчитывается коэффициент покрытия трансформаторами нагрузки для других подстанций (таблица 1.30).

По пересечению графика нагрузок и линии Кнт* определяется предварительное время перегрузки tп’ .

   Определяется предварительный коэффициент перегрузки по графику .

     (пс1)1,96

Таблица 1.32 - Предварительный коэффициент перегрузки

№ п/с

, ч

1

8

1,848

2

8

1,97

3

12

1.943

4

16

2,025


Определение для первой подстанции


Если ≥ 0,9∙Кмах ав, то принимается расчетный коэффициент аварийной перегрузки К2 ав = , а время перегрузки tп ав = , иначе принимается К2ав =0,9∙Кмах ав, а время перегрузки корректируется по выражению

Проверка:

для первой подстанции - 1,848 > 0,9*1,848= 1.663

Условие выполняется. Принимается для подстанции 1-К2ав = 1,848 и tпав=8 ч.

Аналогично проводится проверка для остальных подстанций

Из таблиц ГОСТа, /1/:

Для третьей подстанции без учёта принимается

Проверка осуществляется по выражению

К2ав ≤ К2допав.

К2ав = 2,019 > К2допав = 1,5.

Необходимо проверить мощность отключения

Sдопав=1,5*6,3=9,45 МВА

Sотклав = Sм - Sдопав

Sотклав =14.132-9.45=4.682 МВА

Проверка

,


Условие не выполняется, следовательно, необходимо увеличить мощность трансформатора на одну ступень и повторить расчет.

Sнт3=10 МВА

(пс1)1,412


Проверка:

,412 > 0,9*1,413= 1.272

Условие выполняется. Принимается для подстанции 3-К2ав = 1,412 и tпав=8 ч.

Без учёта принимаем

Проверка осуществляется по выражению

) К2ав ≤ К2допав.

К2ав = 1,412 < К2допав = 1,5.

Необходимо проверить мощность отключения

Sдопав=К2допав* Sнт

Sдопав=1,583*10=15.83 МВА

Sм =14.132 МВА

Допустимая мощность в аварийном режиме полностью покрывает необходимую максимальную мощность.

Окончательно принимается трансформатор Sнт3=10 МВА.

Аналогичным образом проводим расчет по перегрузкам на 150 кВ.

После проверки номинальные данные трансформаторов сводим в таблицу 1.33 и таблицу 1.34.

Таблица 1.33 - Трехфазные двухобмоточные трансформаторы класса 110 кВ

Тип трансформатора

Sнт, кВА

Номинальное напряжение обмоток, кВ

ΔРхх, кВт

ΔРкз, кВт

Uк %

Iхх %

Пределы регулирования напряжения, %




ВН

НН






1

ТДН-16000/110

16000

115

10,5

21

85

10,5

0,85

±9*1,78

2

ТРДН-25000/110

25000

115

10,5

29

120

10,5

0,8

±9*1,78

3

ТДН-10000/110

10000

115

10,5

14

60

10,5

0,9

±9*1,78

4

ТДН-16000/110

16000

115

10,5

21

85

10,5

0,85

±9*1,78

5

ТРДН-25000/110

25000

115

10,5

29

120

10,5

0,8

±9*1,78


Таблица 1.34 - Трехфазные двухобмоточные трансформаторы класса 150 кВ

Тип трансформара

Sнт, кВА

Номинальное напряжение обмоток, кВ

ΔРхх, кВт

ΔРкз, кВт

Uк %

Iхх %

Пределы регулирования напряжения, %




ВН

НН






1

ТДН-16000/150

16000

158

10,5

21

85

11

0,8

±8*1,5

2

ТРДН-32000/150

32000

158

10,5

35

145

10,5

0,7

±8*1,5

3

ТДН-16000/150

16000

158

10,5

21

85

11

0,8

±8*1,5

4

ТДН-16000/150

16000

158

10,5

21

85

11

0,8

±8*1,5

5

ТРДН-32000/150

32000

158

10,5

35

145

10,5

0,7

±8*1,5


1.9 Формирование схем электрических соединений вариантов сети

На выбор рационального варианта построения сети существенное влияние оказывают главные схемы электрических соединений понижающих подстанций

Главная схема электрических соединений определяет основные качества электрической части станций и подстанций: надежность, экономичность, ремонтопригодность, безопасность обслуживания, удобство эксплуатации, удобство размещения электрооборудования, возможность дальнейшего расширения и т. д.

В связи с конструктивными недостатками схем на отделителях и короткозамыкателях и отрицательным воздействием их работы при коротких замыканиях на оборудование и потребителей смежных подстанций на вновь сооружаемых подстанциях эти схемы применять не рекомендуется. Поэтому в данном курсовом проекте формируются схемы на выключателях. Схемы электрических сетей приведены в приложение А.

Надежность систем рассчитывается или устанавливается на стадах проектной (конструкторской) разработки, заводских (полигонных) испытаний или при повседневной эксплуатации на объектах. Расчет надежности рекомендуется осуществлять в следующей последовательности: рассматривается принципиальная схема системы, изучается ее функционирование и связь между отдельными элементами системы; сложные системы разбиваются на подсистемы, которые, в свою очередь, делятся на группы (агрегаты), узлы (блоки); дается формулировка отказа; составляется структурная схема для расчета; составляется таблица расчета надежности; на основании данных таблицы вычисляются количественные характеристики блоков, подсистем и системы в целом.

2 Технико-экономическое сравнение вариантов схем электрической сети и выбор рационального варианта

 

Расчёт потерь мощности в элементах сети

1) Расчет радиально-магистрального варианта сети

а)трансформатор 110 кВ

Переменные потери мощности в трансформаторах первой подстанции

= (2.1)


Потери холостого хода в трансформаторах 1-ой подстанции

 (2.2)


Расчеты по остальным подстанциям сводятся в таблицу 2.1.

Таблица 2.1 - Расчет потерь мощности в трансформаторах подстанци

№ п/с

Sм, МВА

Sнт, МВА

n

ΔPxx, кВт

ΔPкз, кВт

ΔPт, кВт

ΔPxx п, кВт

1

18.476

16

2

21

85

56.672

42

2

31.523

25

2

29

120

95.395

58

3

14.132

10

2

14

60

59.914

28

4

26.089

16

2

21

85

112.996

42

5

33.694

25

1

29

120

217.975

29

Итого

542.952

199


Расчет потерь мощности в ЛЭП

Расчет переменных потерь мощности в ЛЭП радиально-магистрального варианта. Переменные потери в линии 0-1

 (2.3)


Расчеты по остальным участкам сети сводятся таблицу 2.2.

Таблица 2.2 - расчет потерь в ЛЭП радиально-магистрального варианта

Участок

S, МВА

r, Ом

ΔPл, МВт

0-1

52.174

9,532

2.144

0-2

31,522

21,924

1.8

0-4

40.217

20,215

2.702

4-3

14.13

10,231

0.169

1-5

33,696

20,358

1.91

Итого

 8.726


Таким образом, потери в ЛЭП составят

ΔPл = 8726 кВт

Суммарные потери мощности в режиме максимальных нагрузок составят

 (2.4)


Расчет потерь электроэнергии

Время максимальных потерь

t = (2.5)

t =

Суммарные переменные и условно-постоянные потери электроэнергии в элементах сети радиально-магистрального варианта

 (2.5)

 (2.6)


Суммарные потери электроэнергии

 (2.7)


Величину удельной стоимости потерь электроэнергии b принимаем согласно тарифа на компенсацию потерь ОАО «Оренбургэнергосбыта» за март 2011 г.

b=1,524 руб/кВт

Стоимость потерь электроэнергии

ИΔW =b* ΔW (2.8)

ИΔW =1,524**10-3=6500 тыс. руб.

Капитальные вложения

Капиталовложения в электрическую сеть:

К= Кл+ Кпс + Кдоп (2.9)

где Кл- вложений на сооружение линий электропередачи,

Кпс - вложений на сооружение подстанций,

Кдоп - дополнительных капитальных вложений в топливно-энергетическую базу.

Примем коэффициент приведения составляющих затрат принимаемых в ценах 1990 года в цены на момент проектирования равным 61,95 и коэффициент приведения стоимости оборудования принимаемого в ценах 1990 года в цены на момент проектирования равным 58,88 на основании письма Минрегиона России от 2.03.2011 г № 4511-КК/0,8.

Суммарные капиталовложения на сооружение ЛЭП сети

 (2.10)

Расчет капиталовложений в ЛЭП произведен в таблице 2.3.

Таблица 2.3 - Капвложения в ЛЭП

Участок

Число цепей

Длина участка, км

Марка провода

Ко, тыс.руб/км на 2011 г

Кл, тыс. руб

0-1

2

76.56

АС-120

935.445

71617,7

0-2

2

104.4

АС-70

910.665

95073,4

0-4

2

128.76

АС-95

910.665

117257

4-3

2

48.72

АС-70

910.665

44367,6

1-5

1

104.4

АС-150

607.11

63382,3

Итого:

391698


Таким образом, капиталовложения в ЛЭП составляют:

Кл = 391698 тыс. руб.

Суммарные капиталовложения на сооружение подстанций проектируемой сети.

 (2.11)

где Kтрi - расчетная стоимость трансформаторов устанавливаемых на i-ой подстанции,

КОРУ.ВНi, КЗРУ.ННi - соответственно укрупненный показатель стоимости открытого распределительного устройства со стороны высшего и низшего напряжения i-ой подстанции,

Kв - суммарная расчетная стоимость ячеек выключателей устанавливаемых на стороне ВН подстанций и на отходящих линиях РЭС

Кпостi - постоянная часть затрат i-ой подстанции.

Определяем капиталовложения в трансформаторы.

Величины стоимости трансформаторов в зависимости от номинальной мощности трансформатора для класса напряжения 110 кВ. Расчет преведен в таблице 2.4.

Таблица 2.4 - Расчет капиталовложений в трансформаторы (110 кВ)

Мощность трансформатора, МВА

Стоимость одного трансформатора, тыс. руб

Количество трансформаторов

Итого

 10

 70*58,88

2

8243,2

 16

88*58,88

4

20725,8

 25

100*58,88

3

17664

Всего:

46630


Ктр = 46633 тыс. руб.

Определяем капиталовложения в ОРУ ВН.

Суммарная стоимость ОРУ 110 кВ составит:

КОРУ ВН = (6.9+4*14.3)*61,95=3971 тыс. руб.

Постоянная часть затрат на подстанции с учетом коррекции цен.

Кпост = (4*250+1*200)*61,95 = 74340 тыс. руб.

Суммарные капиталовложения на сооружение подстанций проектируемой сети.

Кв=(6*50+9*50)*61.95=46462.5 тыс.руб.

Кпс = 46633+3971+46462.5 +74340=171406 тыс. руб.

Дополнительные капитальные вложения в топливно-энергетическую базу, необходимые для покрытия потерь мощности и электроэнергии Кдоп.

Kдоб.= g (крм* кр* ксн* Кст* ΔРм + Ктт* bт *ΔW) (2.12)

гдеg - коэффициент, учитывающий удаленность потребителя электроэнергии от источника питания;

крм - коэффициент, учитывающий несовпадение максимумов нагрузок потребителей сети во времени;

кр - коэффициент, учитывающий необходимость резерва мощности на электростанции;

ксн - коэффициент, учитывающий расходы мощности на собственные нужды станции;

Кст - расчетная стоимость 1кВт мощности установленной на электростанции;

ΔРм- потери мощности в ЛЭП и трансформаторах сети в режиме наибольших нагрузок;

Ктт - удельные капвложения в топливную базу, учитывающие затраты на добычу и транспортировку топлива;

bт - расход условного топлива на выработку 1 кВт ч электроэнергии;

ΔW - потери электроэнергии в элементах электрической сети за год.

Kдоб.=1,1*(1*1,1*1,04*60*10-3*6,03*10210+300*10-6*28*61,75*10-3*7651663)*

*61,95=417812.4 руб.

Полные капиталовложения в сеть составят

К= 391698+171406+417812.4= 980917.1тыс. руб.

Эксплуатационные расходы

Эксплуатационные расходы (издержки)

И = Ил + Ипс + ИΔW , (2.13)


Приведенные затраты

 (2.14)

где рн - нормативный коэффициент экономической эффективности капитальных вложений 1/год, принимаемый для электроэнергетики равным 0,12, /4/.

З1 = 0,12*980917.1+33580.12 = 151290.2тыс. руб.

б) трансформатор 150 кВ

Переменные потери мощности в трансформаторах первой подстанции


Потери холостого хода в трансформаторах 1-ой подстанции


Расчеты по остальным подстанциям сводятся в таблицу 2.5.

Таблица 2.5 - Расчет потерь мощности в трансформаторах подстанции

№ п/с

Sм, МВА

Sнт, МВА

n

ΔPxx, кВт

ΔPкз, кВт

ΔPт, кВт

ΔPxx п, кВт

1

18.476

16

2

21

85

56.672

42

2

31.523

32

2

35

145

70.355

70

3

14.132

16

2

21

85

33.156

42

4

26.089

16

2

21

85

112.996

42

5

33.694

32

1

35

145

160.758

35

Итого

433.936

231


Расчет потерь мощности в ЛЭП

Расчет переменных потерь мощности в ЛЭП радиально-магистрального варианта

Переменные потери в линии 0-1


Расчеты по остальным участкам сети сводятся в таблицу 2.6.

Таблица 2.6 - Расчет потерь в ЛЭП радиально-магистрального варианта

Участок

S, МВА

r, Ом

ΔPл, МВт

0-1

52.174

9,532

1,153

0-2

31,522

12,998

0,574

0-4

40.217

16,031

1,152

4-3

14.13

6,066

0,054

1-5

33,696

25,996

1,312

Итого

4,245


Таким образом, потери в ЛЭП составят

ΔPл = 4245 кВт

Суммарные потери мощности в режиме максимальных нагрузок составят


Расчет потерь электроэнергии

Время максимальных потерь

t =

Суммарные переменные и условно-постоянные потери электроэнергии в элементах сети радиально-магистрального варианта


Суммарные потери электроэнергии


Стоимость потерь электроэнергии

ИΔW =1,524**10-3=6137 тыс. руб.

Капитальные вложения

Капиталовложения в электрическую сеть определяется по формуле 2.9.

Суммарные капиталовложения на сооружение ЛЭП сети по формуле 2.10.

Расчет капиталовложений в ЛЭП производен в таблице 2.7.

Таблица 2.7 - Капвложения в ЛЭП

Участок

Число цепей

Длина участка, км

Марка провода

Ко, тыс.руб/км на 2011 г

Кл, тыс. руб

0-1

2

76.56

АС-120

1096.6

83949.2

0-2

2

104.4

АС-120

1096.6

114476

0-4

2

128.76

АС-120

1096.6

141187

4-3

2

48.72

АС-120

1096.6

53422.2

1-5

1

104.4

АС-120

681.45

71143.4

Итого:

464178


Таким образом, капиталовложения в ЛЭП составляют

Кл = 464178 тыс. руб.

Суммарные капиталовложения на сооружение подстанций проектируемой сети

Определяются капиталовложения в трансформаторы.

Величины стоимости трансформаторов в зависимости от номинальной мощности трансформатора для класса напряжения 110 кВ. Расчет сводится в таблицу 2.8.

Таблица 2.8 - Расчет капиталовложений в трансформаторы (110 кВ)

Мощность трансформатора, МВА

Стоимость одного трансформатора, тыс.руб

Количество трансформаторов

Итого

16

 88*58,88

6

31088,6

32

100*58,88

3

17664

Всего:

48750


Таким образом, капиталовложения в трансформаторы составят:

Ктр = 48750 тыс. руб.

Определяем капиталовложения в ОРУ ВН.

Суммарная стоимость ОРУ 110 кВ составит:

КОРУ ВН = (12.4+4*29.4)*61,95=8053.5 тыс. руб.

Постоянная часть затрат на подстанции с учетом коррекции цен

Кпост = (4*250+1*200)*61,95 = 74340 тыс. руб.

Суммарные капиталовложения на сооружение подстанций проектируемой сети.

Кв =(6*80+9*80)*61.95=64428 тыс.руб.

Суммарные капиталовложения на сооружение подстанций проектируемой сети

Кпс = 48750 + 8053.5 + 64428 + 74340 =195574 тыс. руб.

Дополнительные капитальные вложения в топливно-энергетическую базу, необходимые для покрытия потерь мощности и электроэнергии Кдоп.

Kдоб.=1,1*(1*1,1*1,04*60*10-3*6,03*4572+300*10-6*28*61,75*10-

3*)*

*61,95=280827.2 тыс. руб.

Полные капиталовложения в сеть составят

К= 464178+195574+280827.2= 940579.6 тыс.руб.

Эксплуатационные расходы (издержки)


Приведенные затраты

З2 = 0,12*940579.6+ 37517.77 = 150387.3 тыс. руб.

Аналогичным образом рассчитывается смешанный вариант сети на 150 кВ.

2.1 Выбор рационального варианта сети

Приведенные затраты для радиально-магистрального варианта составляют

З1 = 151290.2тыс. руб.

З2 = 150387.3 тыс. руб.

Приведенные затраты для смешанного варианта составляют

З3 =186650 тыс. руб.

Разница в приведенных затратах


Что относительно варианта с наименьшими затратами в процентах составляет


К дальнейшему проектированию принимается вариант, обладающий минимальными приведенными затратами. Разница между приведенными затратами по вариантам (радиальная сеть 110 и радиальная сеть 150) составляет 0.6%, эти варианты считаются равноэкономичными. В этом случае выбор рационального варианта сети осуществляется по техническим характеристикам, таким как: возможность дальнейшего развития с учетом фактора роста нагрузок; удобства эксплуатации; потери электроэнергии и другие факторы. Если при этом сравниваемые варианты имеют различное номинальное напряжение, то предпочтение следует отдать варианту с большим напряжением.

Таким образом, для дальнейшего проектирования следует принять радиальный вариант сети на 150 кВ.

3 Электрический расчёт выбранного варианта в режиме максимальных нагрузок

3.1 Формирование схемы замещения сети и определение ее параметров

Электрический расчёт сетей осуществляется на основе математических моделей сетей - схем замещения.

Схема замещения смешанного варианта приведена в приложение В.

3.2 Расчёт зарядных мощностей ЛЭП в нормальном режиме максимальных нагрузок

Зарядные мощности линий (участка i-j) в нормальном режиме

DQСij=UН2*bij, (3.1)

где bij - емкостная проводимость участка сети, найденная в пп. 1.6.1.5.

Расчеты зарядных мощностей в нормальном режиме для смешанного варианта сети сведены в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 - Расчеты зарядных мощностей

Участок

Число цепей

bij, мкСм

Норм. режим

Послеав. режим




DQc ij, Мвар

DQc ij, Мвар

1

2

3

4

5

0-2

2

544.968

12.262

6,131

0-4

2

672.127

15.123

7.561

4-3

2

254.318

5.722

2.861

0-1

2

399.643

8.992

4.496

1-5

1

272,484

6,131

6,131

Итого:

48.23



Таким образом, суммарная зарядная мощность ЛЭП составляет =48.23 Мвар

.3 Выбор режима нейтрали сети

Сети с напряжением 110 кВ и выше относятся к сетям с большими токами замыкания на землю и в соответствии с ПУЭ эксплуатируются в режиме с глухозаземленной нейтралью. Сети 110-150 кВ могут эксплуатироваться в режиме эффективно заземленной нейтрали, когда в электрически связанной сети часть нейтралей обмоток силовых трансформаторов подключенных к этой сети разземляется по условию снижения токов однофазного короткого замыкания на землю.

3.4 Определение расчетных нагрузок в режимах: максимальных нагрузок, минимальных нагрузок и послеаварийном режиме

Расчетная нагрузка i-подстанции будет определяться следующим образом:

рi = Pрi + jQрi; (3.2)

Ррi=Рi +ΔPпi+ ΔPхх пi; (3.3)

Qрi= Qi+DQпi +DQхх пi -DQci, (3.4)

где P i - активная нагрузка i-ой подстанции;

ΔPпi, ΔPхх пi - активные потери в меди и стали трансформаторов i- ой подстанции,;

DQпi - потери реактивной мощности в меди трансформаторов i-ой подстанции;

Потери реактивной мощности в меди трансформаторов 1-ой подстанции;

DQп1 = , (3.5)

DQп1 =

Потери в стали (холостого хода) в трансформаторах первой подстанции

, (3.6)


Половина суммы зарядных мощностей линий соединенных с первой подстанцией

DQc1= (3.7)

DQc1=

Рр1=17 +0,056672 + 0,042=17.099 МВт;р1= 7.236 +1.173 +0,256 -7.561=1.104 Мвар


Расчетные нагрузки для остальных узлов определяем аналогично. Результаты расчетов приведены в таблице 3.2.

Таблица 3.2- Расчетные нагрузки (нормальный режим максимальных нагрузок)

№ п/с

Рi , МВт

Qi, Мвар

DQci, Мвар

DPхх пi, МВт

DPпi, МВт

DQххпi, Мвар

DQпi, Мвар

Ppi, МВт

Qpi, Мвар

Spi, МВА

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

1

17

7,236

7,561

0,042

0,056672

0,256

1,173

17,099

1.104

17.134

2

29

12,356

6.131

0,070

0,070355

0,448

1,63

29,14

8.303

30.3

13

5,541

2.861

0,042

0,033156

0,256

0,687

13,075

3.622

13.568

4

24

10,229

10.423

0,042

0.112996

0,256

2,34

24.155

2.402

24.274

5

31

13,201

3.065

0,035

0,160758

0,244

3,725

31,196

14.085

34.228

Итого




0,231

0.434

1,44

9,555




Всего




0.665

10,995





В режиме минимальных нагрузок значения Рi Qi определяются в соответствии с суточными графиками нагрузок. Так для рассматриваемого примера значение мощности минимальной ступени в относительных единицах (рисунок 1.1) составляет 0,1. Поэтому в этом режиме

Р1 = 17*0,1=1,7 МВт,= 7,236*0,1 = 0,7236 Мвар,

Расчеты по определению расчетных нагрузок в режиме минимальных нагрузок сведены в таблицу 3.3.

Таблица 3.3 - Расчетные нагрузки (нормальный режим минимальных нагрузок)

№ п/с

Рi , Мвт

Qi, Мвар

DQci, квар

DPхх пi, кВт

DPпi, кВт

DQххпi, квар

DQпi, квар

Ppi, Мвт

Qpi, Мвар

Spi, МВА

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

1

1,7

0,724

7,561

0,042

0,567

0,256

0,012

2,309

-6.57

6.964

2

2,9

0,236

6.131

0,070

0,704

0,448

0,016

3,674

-4.431

5.756

3

1,3

0,554

2.861

0,042

0,332

0,256

0,0069

1,674

-2.044

2.641

4

2,4

1,023

10.423

0,042

1.13

0,256

0,023

3,572

-9.12

9.795

5

3,1

1,32

3.065

0,035

1.608

0,244

0,037

4,743

-1.484

4.969

Расчеты по определению расчетных нагрузок в послеаварийном режиме сведены в таблицу 3.4.

Таблица 3.4 - Расчетные нагрузки (послеаварийный режим)

№ п/с

Рi , Мвт

Qi, Мвар

DQci, квар

DPхх пi, кВт

DPпi, кВт

DQххпi, квар

DQпi, квар

Ppi, Мвт

Qpi, Мвар

Spi, МВА

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

1

17

7,236

3,781

0,042

0,13961

0,256

1,173

17,182

4.855

17.862

2

29

12,356

0

0,070

0,000381

0,448

1,63

29,07

14,434

32,457

3

13

5,541

0

0,042

0,04604

0,256

0,687

13,088

6,484

14,606

4

24

10,229

3,117

0,042

1,017

0,256

2,34

25,059

9.708

26.874

5

31

13,201

1,584

0,035

0,506085

0,244

3,725

31,541

15.566

35.173


Расчетная схема сети для рассматриваемого примера приведена на рисунке 3.1.

Рисунок 3.1 - Расчетная схема сети


3.5 Расчет режимов сети

.5.1 Электрический расчет радиального участка сети

Рисунок 3.2 -Радиальный участок сети

1) Режим максимальных нагрузок

Расчет режимов радиальных и магистральных участков сети производиться методом последовательных приближений в два этапа.

На первом этапе определяются мощности в конце и в начале каждого участка путем последовательного перехода от участка к участку в направлении от конца сети к ее началу с учетом потерь мощности, которые вычисляются из условия, что напряжения во всех узлах равны номинальному напряжению сети.

1-й этап

Принимается U2 =Uн = 150 кВ

Мощность в конце участка 0-2


Потери мощности на участке 0-2


Мощность в начале участка 0-2


На втором этапе расчета по найденным потокам мощности в начале каждой ветви определяются потери напряжения в этих ветвях и напряжения в конце каждой ветви при последовательном переходе от узла к узлу в направлении от питающего пункта до конце участка сети.

2-ой этап

Определение напряжения в узле 2

По заданию U0=1.1*Uн = 1,1*150=165 кВ

,


Уточнение потери мощности

Потери мощности на участке 0-2


Мощность в начале участка 0-2


3.5.2 Электрический расчет магистрального участка сети

Рисунок 3.3 - Магистральный участок сети

1) Режим максимальных нагрузок

1-й этап

Принимается U3 = U4 =Uн = 150 кВ

Мощность в конце участка 4-3


Потери мощности на участке 4-3


Мощность в начале участка 4-3


Мощность в конце участка 0-4


Потери мощности на участке 0-4


Мощность в начале участка 0-4


2-ой этап

Определение напряжения в узле 4

По заданию U0=1.1*Uн = 1,1*150=165 кВ

,


Определение напряжения в узле 3


Уточнение потери мощности

Потери мощности на участке 4-3


Мощность в начале участка 4-3


Мощность в конце участка 0-4


Потери мощности на участке 0-4


Мощность в начале участка 0-4


Аналогичным образом введется расчет для режима минимальных и послеаварийных нагрузок.

Для разомкнутых сетей в качестве послеаварийных режимов рассматриваются режимы отключения одной цепи всех двухцепных участков. Поэтому в расчете послеаварийного режима следует учитывать увеличение активных и реактивных сопротивлений схем замещения всех двухцепных ЛЭП вдвое.

Результаты расчетов сводятся в таблицы 3.5 и 3.6.

Таблица 3.5 - Расчетные величины напряжений на стороне ВН подстанций

№ п/с

Uвн, кВ в режимах:


Макс. нагрузок

Мин. нагрузок

ПАР

1

160.063

157.914

154.077

2

161.38

157.835

156.519

3

159.065

158.997

149.774

4

159.925

158.923

151.568

5

150.06

157.544

143.685


Таблица 3.6 - Расчетные потери мощности в ЛЭП

 Участок

ΔP, МВт

ΔQ, Мвар


Макс

Мин

ПАР

Макс

Мин

ПАР

0-2

0.458

0.017

1.038

0.808

0.03

1.83

0-4

0.894

0.097

2.176

1.576

0.17

3.836

4-3

0.044

0.001675

0.106

0.078

0.002952

0.187

0-1

1.032

0.044

6.259

1.819

0.077

11.035

1-5

1.352

0.026

-

2.385

0.046

-

3.78

0.186

9.579

6.666

0.326

16.888


Таким образом, суммарные потери активной и реактивной мощности в сети в режиме максимальных нагрузок составляют: ΔP=3.78 МВт; ΔQ=6.666 Мвар.

3.6 Определение напряжения на стороне низшего напряжения подстанций и выбор регулировочных ответвлений трансформаторов

Активное и индуктивное сопротивления продольной ветви схемы замещения первой подстанции:

, (3.8)

 (3.9)


Мощность в начале продольной ветви схемы замещения первой подстанции.

, (3.10)

, (3.11)

Значения  и  определены в примере 3.3, таблица 3.2.


Продольная составляющая падения напряжения в продольной ветви схемы замещения первой подстанции

 (3.12)


Напряжение на шинах низшего напряжения первой подстанции, приведенное к стороне ВН

 (3.13)


3.7 Выбор регулировочных ответвлений трансформаторов

В качестве желаемых напряжений на стороне НН подстанций принимается:

1,05 Uн =10,5 кВ - для режима максимальных нагрузок

Uж нн = Uн =10 кВ для режима минимальных нагрузок

,05 Uн - для послеаварийного режима, с допустимостью снижения

напряжения до уровня 0,95 Uн

Для расчета послеаварийного режима принимается снижения напряжения до уровня 0,95 Uн.

Желаемое регулировочное ответвление трансформатора на первой подстанции в режиме максимальных нагрузок.

, (3.14)

Величину ступени регулирования для трансформаторов класса 150 кВ принимаем: =1,5.


Принимаем в качестве действительного регулировочного ответвления трансформаторов на первой подстанции в режиме максимальных нагрузок ближайшее меньшее целое число со знаком по отношении к .

=-2

Для трансформаторов класса 150 кВ значение действительного ответвления должно лежать в диапазоне

,

Условие 3.38 выполняется.

Действительное напряжение на стороне НН первой подстанции в режиме максимальных нагрузок

 (3.15)


Аналогично выполняем расчеты для всех подстанций в режиме максимальных и минимальных нагрузок и послеаварийном режиме. Результаты расчетов сводим в таблицы 3.7, 3.8 и 3.9.

Таблица 3.7 - Выбор регулировочных ответвлений для режима максимальных нагрузок

№ п/с

U, кВ

Rт, Ом

Хт, Ом

Рт, Мвт

Qт, Мвар

ΔUт, кВ

 кВ

mж,

mд,

Uднн, кВ

1

160.063

4,144

85,814

17,057

8,409

4.95

155.113

-1.218

-2

10,627

2

161.38

1,767

40,957

29.07

13,986

3.868

157.512

-0.206

-1

10,627

3

159.065

4,144

85.814

13,033

6,228

3.699

155.366

-1.111

-2

10.644

4

159.925

4,144

85,814

24.113

12,569

7.369

152.556

-2.297

-3

10,616

5

150.06

3,535

81,913

31,161

16,926

9.974

140.086

-7.558

-8

10,579


Таблица 3.8 - Выбор регулировочных ответвлений для режима минимальных нагрузок

№ п/с

U, кВ

Rт, Ом

Хт, Ом

Рт, Мвт

Qт, Мвар

ΔUт, кВ

 кВ

mж,

mд,

Uднн, кВ

1

157.914

2.196

45.461

2,267

0,736

0,243

157.671

3.187

3

10.027

2

157.835

0.936

21.697

3,604

0,252

0,056

157.779

3.235

3

10.034

3

158.997

2.196

45.461

1,632

0,561

0,183

158.814

3.694

3

10.1

4

158.923

2.196

45.461

3,53

1,046

0,348

158.575

3.588

3

10.084

5

157.544

1.873

43.395

4,708

1,357

0,43

157.114

2.941

2

10.137

электрический сеть нагрузка баланс мощность

Таблица 3.9 - Выбор регулировочных ответвлений для послеаварийного режима

№ п/с

U, кВ

Rт, Ом

Хт, Ом

Рт, Мвт

Qт, Мвар

ΔUт, кВ

 кВ

mж,

mд,

Uднн, кВ

1

154.077

8,288

171,628

17.057

8,409

10.284

143.793

-2.801

-3

10.006

2

156.519

3,534

81,914

29.07

13,986

7.976

148.543

-0.692

-1

10,022

3

149.774

8.288

171.628

13,033

6,228

7.858

141.916

-3.635

-4

10,033

4

151.568

8,288

171,628

24.113

12,569

15.551

136.017

-6.255

-7

10.1

4 Проверочный расчет баланса активной и реактивной мощности в сети

Баланс составляем для расчета максимальных нагрузок.

Баланс активной мощности.

Рг=Рпотр=åРнагр+Рсн+DРсети,

DРсети= ΔPΣл + ΔPΣт

где ΔPΣл =3.78 -суммарные потери в линиях;

ΔPΣт=0.665 МВт - суммарные потери в трансформаторах.

DРсети=3.78+0.665=4.445 МВт

Рг=Рпотр=114+5,7+4.445 =124.145 МВт

Баланс реактивных нагрузок.

Qг= Qпотр= åQнагр+Qсн+Qр+DQсети-Qку

DQсети= ΔQΣл + ΔQΣт-Qc

где ΔQΣл =6.666 Мвар -суммарные потери в линиях.

ΔQΣт=10,995 Мвар - суммарные потери в трансформаторах;

DQc = 48.23 Мвар - суммарная зарядная мощность ЛЭП.

DQсети=6.666+10,995-48.23= -30.569 Мвар

Qпотр =101,98+6,152+15,314-30.569-53,456=39.421 Мвар

Располагаемая реактивная мощность генераторов энергосистемы

Qг=Рг*tgсист≈124.145*0,426≈ 52.886 Мвар;

Реактивная мощность небаланса

Qнеб≈ Qпотр - Qг ≈39.421-52.886 ≈ -13.465 Мвар.

Таким образом, предварительно выбранное значение суммарной реактивной мощности компенсирующих устройств оказалось больше чем требуется, на величину 13.465 Мвар. Можно уменьшить мощность компенсирующих устройств или повысить коэффициент мощности энергосистемы до величины

Заключение

В ходе выполнения курсового проекта были разработаны 4 варианта схем электрических сетей. Рассчитаны приближенные потокораспределения и выбраны номинальные напряжения линий сети. По экономической плотности тока рассчитаны сечения и марки проводов для этих сетей, подобраны трансформаторы для узлов подстанций. При выборе наилучшего варианта сети необходимо учитывать не только стоимости линий, но и стоимость оборудований подстанций, для этого были сформированы однолинейные схемы подстанций. В результате технико-экономического расчета приведенные затраты у варианта № 4 оказались меньше поэтому в дальнейшем рассматривается только этот вариант сети.

Для выбранной схемы рассчитываются наиболее характерные режимы работы: наибольших и наименьших нагрузок, а также послеаварийные режимы. Затем оценивается достаточность регулировочного диапазона выбранных трансформаторов для обеспечения встречного регулирования напряжения и проверяется токонесущая способность проводов воздушных линий.

В конце проекта приводятся технические и экономические показатели электрической сети, по которым специалисты могут судить о степени правильности принятия инженерных решений при проектировании объекта.

Список использованных источников


1 Нелюбов В.М.. Электрические сети и системы: Учебное пособие по курсовому проектированию.- Оренбург: ИПК ГОУ ОГУ, 2007.- 144 с.

Неклепаев, Б.Н., Крючков Н.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы-4-е издание / Б.Н. Неклепаев, Н.П. Крючков. -4-е издание. - М.: Энергоатомиздат, 1989.-608с.

Правила устройства электроустановок. 6-е ,7-е изд. Новосибирск: Сиб. унив. изд-во, 2007.-853 с.

Идельчик, В.И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов.-М.: Энергоатомиздат, 1989.-522с.

Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования. / Под ред. Ю.Г. Барыбина и др.-М.: Энергоатомиздат, 1991.-464с.

Ополева, Г.Н. Схемы и подстанции электроснабжения: Справочник: Учеб. пособие. - М.: ФОРУМ-ИНФРА-М, 2006. -480 с.

Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750кВ. СО 153-34.20.122-2006. Открытое акционерное общество «Федеральная сетевая компания единой энергетической системы» Стандарт организации 2006.-60с.

СТП 02069024.101-2010. Общие требования и правила оформления выпускных квалификационных работ, курсовых проектов (работ), отчетов по РГР, по УИРС, по производственной практике и рефератов. - Взамен СТП 2069022.101-88, СТП 2069022.102-93, СТП 2069022.103-92, СТП 2069022.105-95, СТП 2069022.108-93; Введен 25.12.2000г. - Оренбург: ОГУ, 2000. - 62 с.

Приложение А

(справочное)

Схемы электрических соединений вариантов сети

Рисунок А.1 - Радиально-магистральный вариант схемы (110 кВ; 150 кВ)

Рисунок А.2 - Смешанный вариант схемы (150 кВ)

Приложение В

(справочное)

Схемы замещения сети

Рисунок В.1 - Схема замещения сети

Похожие работы на - Проектирование сети 110-150 кВ для передачи и распределения электроэнергии

 

Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу
Без плагиата!