Электрооборудование станций и подстанций

  • Вид работы:
    Курсовая работа (т)
  • Предмет:
    Физика
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    69,73 Кб
  • Опубликовано:
    2017-05-22
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Электрооборудование станций и подстанций

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Электрооборудование станций и подстанций

 

Содержание

 

Исходные данные к работе

. Расчет длины воздушных линий электропередачи по известным координатам узлов нагрузки

. Оценочный расчет потокораспределения активной и реактивной мощности

. Выбор оптимального напряжения передачи по эмпирическим выражениям

. Выбор силовых трансформаторов и автотрансформаторов и расчет потерь мощности в трансформаторах и автотрансформаторах

. Выбор сечения проводников вл 35 - 750 кв

. Уточняющий расчет потокораспределения

. Расчёт потерь электроэнергии

. Порядок построения векторной диаграммы токов и напряжений

. Расчет диапазонов изменения напряжений на шинах подстанций сетевого района и выбор уставок устройств регулирования напряжения на двухобмоточном трансформаторе

Список использованных источников

Исходные данные к работе

№№ ПС

Нагрузка при напряжении

tg?

Состав нагрузки по категориям надежности в %

Tмах,ч

Напряжение на шинах ПС - А, кВ


6-10 кВ

110 кВ


I

II

III


Uнб

Uнм


Pнб, МВт

Pнм, МВт

Pнб, МВт

Pнм, МВт








А










1,050

1,060

9

0

0

1,6

0,8

0,4

0

70

30

4300



10

0

0

1,3

0,7

0,38

0

75

25

4700



11

6,5

3,2

1,5

0,8

0,37

20

65

15

6000



12

0

0

1,3

0,7

0,39

0

65

35

5200




Климатический район по гололеду

Коэффициент приведения цен

Стоимость потерь электроэнергии:

Принципиальные схемы соединения подстанций:

Вариант 1

Вариант 2



1. Расчет длины воздушных линий электропередачи по известным координатам узлов нагрузки

Расчет длины трасс воздушных линий электропередач (ВЛ) производится по выражению:

(1.1)

где i, j - номера подстанций, связанных воздушной линией электропередачи ;, yk - координаты k-й подстанции;

,3 - коэффициент, учитывающий отклонения трассы ВЛ от прямой.

Дальнейший расчёт длины линий приведён в виде таблиц 1.1 и 1.2. Структурные схемы сравниваемых вариантов в масштабе 1:2000000 приведены на рисунках 1.1,1.2. электрической сети(вариант1-радиальная схема)

Таблица 1.1 Определение длины воздушных линий (вариант 1 - радиальная схема)

ПС

Координаты ПС

ПС

Длины трасс ВЛ (по формуле 1.1)

 


x

y


9

10

11

12

0

 

А

7,5

20,5

А

11,7

-

-

-

-

 

9

7,5

11,5

9

 

-

5,6

9,8

-

 

10

11,2

2,5

10

-

 

-

-

-

 

 11

3,5

7,5

11

-

-

 

-

-

 

 12

3,5

2,5

12

-

-

-

 


 

0

5,9

7,9

0

-

7,5

-

-


 


Таблица 1.2 Определение длины воздушных линий(вариант 2 - кольцевая схема)

ПС

Координаты ПС

ПС

Длины трасс ВЛ (по формуле 1.1)


x

y


9

10

11

12

А

7,5

20,5

А

11,7

-

-

-

9

7,5

11,5

9

 

9,7

5,6

-

10

11,2

2,5

10

-

 

9,1

7,7

11

3,5

7,5

11

-

-

 

-

12

3,5

2,5

12

-

-

-

 


Рисунок 1.2 - Структурная схема сравниваемого варианта электрической сети (вариант2-кольцевая схема)

2. Оценочный расчет потокораспределения активной и реактивной мощности

Вычисление потокораспределения начинаем с составления расчетной схемы, на которую нанесены:

источник питания сети - центр питания А;

понижающие подстанции - узлы подключения нагрузок.

На расчетную схему наносим численные значения активной мощности ПС. На этапе предварительного расчета потокораспределения вычисления осуществляем с учетом полезных активных нагрузок ПС (потери и зарядные мощности линий не учитываем независимо от величины номинального напряжения сети). При этом активные мощности, подключенные на разных напряжениях одной из подстанций, складываем арифметически. На расчетную схему наносим также численные значения длин ВЛ в виде (lij/ k), где k - число параллельных цепей ВЛ.

Для радиальных участков схемы замещения, в соответствии с первым законом Кирхгофа, потоки активной мощности в линиях определяются величинами нагрузок, подключенных на приемных концах.

Рисунок 2.1 - Расчётная схема к определению потоков мощности(вариант 1-радиальная схема)

Произведем расчет потокораспределения для радиальной схемы (рисунок 2.1).

Потоки ,и  равны нагрузке подстанций на приёмном конце соответствующих линий.

Определяем

, (2.1)

где - мощность нагрузки подстанции № 5


Таблица 2.1

Итоги оценочного расчета потоков активной мощности в воздушных линиях электросетевого района(вариант 1 - радиальная схема)

Наименование ВЛ

Л А-9

Л 9-11

Л 9-12

Л 0-10

Нормальный режим, , МВт

16,4

12

2

2

Число цепей, k, шт.

2

2

2

2

Нормальный режим на одну цепь, , МВт

8,2

6

1

1


Аварийным режимом, для радиальной сети, будет являться режим, при отключении одной цепи двухцепной линии (т.е. поток в одной линии вырастет в 2 раза).

Расчет потоков реактивной мощности производим аналогично, предварительно определив реактивную мощность нагрузки подстанций, результаты сводим в таблицы 2.2 и 2.3.

Таблица 2.2 Определение реактивной нагрузки подстанций

№ П/С

Активная нагрузка П/С, МВт


Реактивная нагрузка П/С, МВАр

9

2,4

0,4

0,96

10

2

0,38

0,76

11

12

0,37

4,44

12

2

0,39

0,78


Определяем

, (2.2)


Таблица 2.3

Итоги оценочного расчета потоков реактивной мощности в воздушных линиях электросетевого района(вариант 1 - радиальная схема)

Наименование ВЛ

Л А-9

Л 9-11

Л 9-12

Л 0-10

Нормальный режим, ,МВАр

6,94

0,96

0,76

4,44

Число цепей, k, шт.

2

2

2

2

Нормальный режим на одну цепь, ,МВАр

3,47

0,48

0,38

2,22


Аварийным режимом, для радиальной сети, будет являться режим, при отключении одной цепи двухцепной линии (т.е. поток одной линии вырастет в 2 раза).

Произведем расчет потокораспределения для кольцевой схемы.

Рисунок 2.2 - Расчётная схема к определению потоков мощности (вариант 2-кольцевая схема)

Таблица 2.4

Итоги оценочного расчета потоков активной мощности в воздушных линиях электросетевого района(вариант 2 - кольцевая схема)

Наименование ВЛ

Л А-9

Л 9-10

Л 9-11

Л 10-11

Л 10-12

Нормальный режим ,, МВт

30,4

2

12

12

2

Число цепей, k, шт.

2

2

2

1

2

Нормальный режим на одну цепь, , МВт

15,2

1

 6

12

1


Расчет потоков активной мощности для аварийных режимов производим аналогично, изменяя значения длин "обрываемых" линий, результаты сводим в таблицу 2.5.

Таблица 2.5 Определения максимальных (послеаварийных) потоков активной мощности в воздушных линиях сетевого района(вариант 1 -радиальная схема)

Наименование ВЛ

Л А-9

Л 9-10

Л 9-11

Л 10-11

Л 10-12

Наименование отключаемой ВЛ

Значение потока послеаварийного режима на одну цепь, МВт

Отключение одной цепи линии Л А-9

30,4

1

12

1

Отключение одной цепи линии Л 9-10

15,2

2

6

12

1

Отключение одной цепи линии Л 9-11

15,2

1

12

12

1

Отключение одной цепи линии Л 10-11

15,2

1

6

12

1

Отключение одной цепи линии Л 10-12

15,2

1

6

12

2

Наибольшие значения передаваемой мощности на одну цепь, МВт

30,4

2

12

12

2


Таблица 2.6. Итоги оценочного расчета потоков реактивной мощности в воздушных линиях электросетевого района(вариант 2 - кольцевая схема)

Наименование ВЛ

Л А-9

Л 9-10

Л 9-11

Л 10-11

Л 10-12

 Нормальный режим передачи,,МВАр

12,16

0,76

4,44

4,44

0,78

Число цепей, k, шт.

2

2

2

1

2

Нормальный режим на одну цепь, ,МВАр

6,08

0,38

2,22

4,44

0,39

Таблица 2.7. Определения максимальных (послеаварийных) потоков реактивной мощности в воздушных линиях сетевого района(вариант 2 - кольцевая схема)

Наименование ВЛ

Л А-9

Л 9-10

Л 9-11

Л 10-11

Л 10-12

Наименование отключаемой ВЛ

Значение потока послеаварийного режима на одну цепь, МВАр

Отключение одной цепи линии Л А-5

12,16

0,38

2,22

4,44

0,39

Отключение одной цепи линии Л 5-7

6,08

0,76

2,22

4,44

0,39

Отключение одной цепи линии Л 5-8

6,08

0,38

4,44

4,44

0,39

Отключение одной цепи линии Л 5-6

6,08

0,38

2,22

4,44

0,39

Отключение одной цепи линии Л 6-7

6,08

0,38

2,22

4,44

0,78

Наибольшие значения передаваемой мощности на одну цепь, МВАр

6,08

0,76

4,44

4,44

0,78

3. Выбор оптимального напряжения передачи по эмпирическим выражениям

Номинальное напряжение электропередачи можно предварительно оценить по известной передаваемой мощности Pi, МВт, и длине линии электропередач li ,км, по эмпирическим выражениям:

по формуле Стилла, при условии Pi£ 60 МВт, :

, (3.1)

по формуле Залесского А.М., при условии ,:

, (3.2)

по формуле Илларионова Г.А. (без ограничений)

,(3.3)

Найденные по расчетным выражениям приближенные значения напряжений округляются до ближайшего номинального. Условной границей между наиболее вероятными в данном курсовом проекте номинальными напряжениями участков сетей 110 и 220 кВ считать расчетное значение 140 кВ.

Расчет представлен в форме таблиц 3.1 и 3.2. В кольцевых схемах принимаем одинаковое напряжение во всех линиях.

Таблица 3.1 Выбор номинальных напряжений воздушных линий сетевого района (вариант 1 - радиальная схема)

Расчетные параметры

Ед. изм

Л А-9

Л 9-11

Л 9-12

Л0-10

Длина ЛЭП (таблица 1.1)

км

11,7

5,6

9,8

7,5

Активная мощность на одну цепь (таблица 2.1)

МВт

16,4

12

2

2

Расчетные значения напряжений электропередач по эмпирическим выражениям:


1.формуле Стилла при Pi< 60МВт и Li< 250км (формула 3.1)

кВ

71,9

58,1

27,7

27,6

2.формуле Залесского при Pi> 60МВт и Li< 1000км (формула 3.2)

кВ

71,8

61

27,09

27,2

3. формуле Илларионова (без ограничений) (формула 3.3)

кВ

-

-

-

-

Номинальное стандартное напряжение электропередачи по эмпирическим выражениям

кВ

110

110

35

35

Номинальное стандартное напряжение электропередачи окончательно

кВ

110

110

35

35

Предпочтительный диапазон сечений при выбранном напряжении

мм. кв.

70-240

70-240

30-70

70-240

Таблица 3.2 Выбор номинальных напряжений воздушных линий сетевого района (вариант 2- кольцевая схема)

Расчетные параметры

Ед. изм

Л А-9

Л 9-10

Л 9-11

Л 10-11

Л 10-12

Длина ЛЭП (таблица 1.2)

км

11,7

9,7

5,6

9,1

7,7

Активная мощность на одну цепь (таблица 2.4)

МВт

30,4

2

12

12

2

Расчетные значения напряжений электропередач по эмпирическим выражениям:

1. формуле Стилла при Pi< 60МВт и Li< 170км

кВ

90,09

27,7

58,1

61,7

27,5

2.формуле Залесского при Pi> 60МВт и Li< 1000км

кВ

96,8

28,02

61

61,5

27,3

3. формуле Илларионова (без ограничений) (формула 3.3)

кВ

-

-

-

-

-

 Номинальное стандартное напряжение электропередачи по эмпирическим выражениям

кВ

110

35

110

110

35

Номинальное стандартное напряжение электропередачи окончательно

кВ

110

35

110

110

35

 Предпочтительный диапазон сечений при выбранном напряжении

мм2

70-240

30-70

70-240

70-240

30-70

4. Выбор силовых трансформаторов и автотрансформаторов и расчет потерь мощности в трансформаторах и автотрансформаторах

Нагрузки подстанций одинаковы в обоих вариантах задания, выбор трансформаторов и автотрансформаторов будет одинаков для обоих вариантов. Результаты по выбору трансформаторов и автотрансформаторов сводим в таблицы 4.1 и 4.2.

Выбор схемы рабочего заземления нейтрали электроустановок, в соответствии с ПУЭ, должен осуществляться с учётом бесперебойности электроснабжения приёмников электроэнергии, безопасности системы, надёжности сетей, минимума потерь электроэнергии, возможности ограничения коммутационных перенапряжений, снижения электромагнитных влияний на линии связи, избирательности действия релейной защиты и простоты её выполнения, возможности удержания ЛЭП в работе, предотвращения развития в сети феррорезонансных явлений, возможности дальнейшего развития системы без значительной реконструкции и др.

Наибольшее распространение в системах высокого напряжения получили системы с эффективно заземлённой нейтралью. В них нейтраль заземляется наглухо только у части трансформаторов, с таким расчётом, чтобы при коротком замыкании напряжение неповреждённых фаз относительно земли было менее 1.4UФ, а ток однофазного короткого замыкания в любой точке системы был менее 60% тока трёхфазного короткого замыкания в той же точке. В таких системах кратность внутренних перенапряжений k=UВН/ UФ в момент к.з. менее 2,5 .

Глухое и эффективное заземление нейтрали предупреждает возникновение в системе перенапряжений больших значений, приводит к облегчению изоляции по отношению к земле, а следовательно, к уменьшению затрат на сооружение, причём экономия увеличивается с ростом напряжения.

Таблица 4.1 Выбор силовых трансформаторов и определение потерь мощности в режимах наибольших и наименьших нагрузок

 

Параметры

Ед. изм.

ПС А-9

ПС 9-11

ПС 9-12

ПС 0-10

 

Активная мощность ПС в час наибольших нагрузок (ТЗ), Рi

МВт

16,4

12

2

2

 

Коэффициент мощности нагрузки (ТЗ), tg φi

о.е.

0,4

0,38

0,37

0,39

 

Реактивная мощность ПС в час наибольших нагрузок,

МВАр

6,56

4,56

0,74

0,78

 

Число трансформаторов в узле, К

шт.

2

2

2

2

 

Расчетная трансформируемая мощность,

МВА

17,6

12,8

2,11

2,14

 

Коэффициент допустимой аварийной перегрузки трансформатора,

о.е.

1,4

1,4

1,4

1,4

 

Расчетная мощность трансформатора,

МВА

12,5

9,1

1,5

1,52

 

Тип трансформатора


ТДТН-16 000/110

ТДТН-10 000/110

ТМН-6300/35

ТМН-6300/35

 

Фактические коэффициенты загрузки трансформаторов:






 

в режиме наибольших нагрузок,

о.е.

0,55

0,64

0,16

0,16

 

в послеаварийном режиме,

о.е.

1,1

1,28

0,33

0,33

 

Контроль правильности выбора мощности трансформаторов:






 


о.е.

0,55≤0,7

0,64≤0,7

0,16≤,7

0,16≤0,7

 

 

о.е.

1,1≤1,4

1,28≤1,4

0,33≤1,4

0,33≤1,4

 

Паспортные данные единичного трансформатора:






 

Номинальная мощность трансформатора,

МВА

110

110

35

35

 

Номинальное напряжение обмотки ВН, Uв.ном

кВ

115

115

35

35

 

Номинальное напряжение обмотки НН, Uн.ном


6,6;11

6,6;11

6,3;10,5

6,3;10,5

 

Напряжение короткого замыкания, Uк

 





 

ВН-НН

%

17,5

17,5

7,5

7,5

 

Потери КЗ,

МВт

0,1

0,076

0,0465

0,0465

 

Потери ХХ,

0,021

0,017

0,008

0,008


Ток ХХ,

%

0,8

1

0,8

0,8

 

Реактивное сопротивление,

Ом

132,3

211,75

14,5

14,5

 

Активное сопротивление,

Ом

4,7

9,1

1,43

1,43

 

Активное сопротивление трансформаторной группы

Ом

2,35

4,55

0,71

0,71

 

Реактивное сопротивление трансформаторной группы

 Ом

66,15

105,8

7,25

7,25

 

Расчет потерь в трансформаторной группе. Режим наибольших нагрузок

Расчет потерь в трансформаторной группе. Режим наибольших нагрузок

 

Активные потери холостого хода

МВт

0,042

0,034

0,0016

0,0016

 

Реактивные потери холостого хода

МВАр

0,25

0,2

0,1

0,1

 

Активные нагрузочные потери

МВт

0,006

0,007

0,0021

0,002

 

Реактивные нагрузочные потери

МВАр

29,6

25,07

0,02

0,02

 

Полные активные потери в трансформаторной группе

МВт

71,6

29,07

16,02

16,02

 

Полные реактивные потери в трансформаторной группе,

МВАр

29,85

25,27

16,12

16,12

 



 

 

 


 

Расчет потерь в трансформаторной группе. Режим наименьших нагрузок

 





 

Активная мощность ПС в час наименьших нагрузок (ТЗ), Рi

МВт

8,2

6

1

1

 

Коэффициент мощности нагрузки (ТЗ), tg φ

о.е.

0,4

0,38

0,37

0,39

 

Реактивная мощность ПС в час наименьших нагрузок,

МВАр

3,28

2,28

0,37

0,39

 

Расчетная трансформируемая мощность,

МВА

8,8

6,4

1,06

1,07

 

Активные нагрузочные потери

МВт

15,1

15,5

0,65

0,66

 

Реактивные нагрузочные потери

МВАр

7,4

6,2

0,049

0,049

 

Полные активные потери в трансформаторной группе,

МВт

57,1

49,5

16,65

16,66

 

Полные реактивные потер.и в трансформаторной группе,

МВАр

7,65

6,4

0,149

0,149

 

5. Выбор сечения проводников вл 35 - 750 кв

Расчетная токовая нагрузка линии () определяется по выражению

, (5.1)

где  - ток линии на пятый год ее эксплуатации в нормальном эксплуатационном режиме, определяемый в соответствии с нормативной документацией:

для системообразующих линий - по расчетным длительным потокам мощности;

для питающих и распределительных линий - по нагрузке линии, определяемой расчетом потокораспределения при прохождении максимума нагрузки энергосистемы;

 - коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии;

 - коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки  и коэффициент ее попадания в максимум энергосистемы .

Введение коэффициента  вытекает из учета фактора разновременности в технико-экономических расчетах. Численное значение коэффициента  может быть определено аналитически или по кривым коэффициентов  к расчетному току для выбора сечений проводов с учетом изменения нагрузки по годам эксплуатации [2]. Для линий 110-220кВ значение  принимается равным 1,05, что соответствует математическому ожиданию этого коэффициента в зоне наиболее часто встречающихся темпов роста нагрузки.

Коэффициент  принимается по таблице Г5. Поскольку при учебном проектировании отсутствует полная информация о режимах участков магистральных и кольцевых схем, условно принимаются следующие правила определения  и :

для радиальных участков схемы по режиму потребителя;

для магистральных участков по режиму наиболее мощного потребителя из

числа обеспечиваемых энергией по этому участку;

для участков кольцевых схем по средним данным таблицы Г5.

Для линий с максимумом нагрузки летом или в часы ночного снижения нагрузки энергосистемы (при <=0,5)  принимается по максимальной нагрузке линии,  равным 0,4.

Сечения проводов ВЛ 35-750 кВ выбираются по таблицам Г6,Г7в зависимости от согласованного с руководителем учебного проекта решения о применении полной или сокращенной номенклатуры сечений проводов, расчетной токовой нагрузки, определенной по формуле 5.1, района по гололеду [1], материала и цепности опор.

В таблицах приведены данные для ВЛ на железобетонных и металлических унифицированных опорах, т.к. деревянные опоры в настоящее время применяются редко. Для этих ВЛ можно пользоваться токовыми интервалами для линий на железобетонных опорах.

При расчетном токе, превышающем верхнюю границу использования максимального сечения проводов ВЛ данного напряжения, в условиях реального проектирования [2] рекомендуется рассматривать технико-экономическую целесообразность превышения этой границы в сравнении с вариантами усиления сети (увеличения числа цепей). При курсовом проектировании выбирать вариант превышения сечения.

Выбранное сечение провода должно быть проверено по допустимой токовой нагрузке по нагреву:

(5.2)

где  - расчетный ток для проверки проводов по нагреву (в качестве такового принимается средняя токовая нагрузка за полчаса), при этом расчетными режимами могут являться нормальные или послеаварийные режимы, а также периоды ремонтов других элементов сети, возможных неравномерностей распределения нагрузки между линиями и т.п.;

 - допустимые длительные токи нагрузки по таблице Г9.

Проверке по условиям короны подлежат воздушные линии 110кВ и выше, прокладываемые по трассам с отметками выше 1500 м над уровнем моря. При

более низких отметках проверка не производится, т.к. экономические интервалы токов и мощностей подсчитаны для сечений, равных или больших минимально допустимых по условиям короны.

Таблица 5.1 Выбор сечений проводов ВЛ по методу экономических интервалов. (вариант 1 - радиальная схема)

Наименование параметра

Л А-9

Л 9-11

Л 9-12

Л 0-10

Численные значения энергопотоков,Pij, МВт

16,4

12

2

2

Численные значения энергопотоков,Qij, МВАр

6,56

4,76

0,74

0,78

Число цепей электропередачи n, шт.

2

2

2

2

Номинальное напряжение электропередачи,Uij, кВ

110

110

35

35

Наибольший ток линии в нормальном режиме,

4,1

3,9

3,7

3,8

Коэффициент, учитывающий изменения нагрузки по годам,,о.е.

1,05

1,05

1,05

1,05

Коэффициент, учитывающий неравномерность графика нагрузки передачи и его несовпадение с графиком системы,,о.е.

0,4

0,4

0,4

0,4

Расчетная токовая нагрузка одной цепи линии,, А

1,72

1,63

1,55

1,59

Экономическое сечение провода F, мм2

95/16

70/11

35/6,2

35/6,2

Предельно допустимое по нагреву значение тока ,Iдоп. табл., А

330

265

175

175

Поправочный коэффициент на температуру воздуха, k0 при t = 15

1,11

1,11

1,11

1,11

Предельно допустимый ток по условиям нагрева при нормальном режиме,

366,3

294,1

194,2

194,2

Проверка по нагреву в нормальном режиме

4,1<366,3

3,9<294,1

3,7<194,2

3,8<194,2

Наибольший ток в одной цепи в послеаварийном режиме,Iр.ав.ij, А

8,2

7,8

7,4

7,6

Проверка по нагреву в послеаварийном режиме

8,2<366,3

7,8<294,1

7,4<194,2

7,6<194,2


6. Уточняющий расчет потокораспределения

Уточняющий расчет потокораспределения для выбранного варианта сетевого района отличается от выполненного ранее оценочного расчета двумя характерными моментами:

в качестве исходных параметров режима в расчете используются "расчетные нагрузки узлов";

параметры схем замещения линий электропередач учитываются активными и реактивными сопротивлениями продольной части схемы замещения и зарядными мощностями (в сетях напряжением 110 кВ и выше).

При выполнении уточняющего расчета потокораспределения используются нагрузки, соответствующие режиму наибольших нагрузок энергосистем. Суть подхода состоит в предварительном определении зарядных мощностей линии (таблицы 6.1 и 6.2) и потерь в трансформаторах (таблицы 4.1 и 4.2) не при реальных условиях, а при номинальных напряжениях (источник погрешности расчёта) и их суммировании по соответствующим узлам нагрузок.

Активное сопротивление передачи, а также другие параметры схем замещения ЛЭП, необходимые для дальнейших расчётов, определяем на основании данных о марке провода. Расчёт параметров схем замещения сводим в таблицы 6.1 и 6.2

Таблица 6.1 Расчет параметров схем замещения ЛЭП (вариант 1 - радиальная схема)

Расчётные параметры

Ед. изм.

Л А-9

Л 9-11

Л 9-12

Л 0-10

Тип провода (таблица 5.1)

 

АС-95/16

АС-70/11

АС-35/6,2

АС-35/6,2

Диаметр провода,

мм

13,5

11,4

8,4

8,4

Число цепей в линии, K

о.е.

2

2

2

2

Среднегеометрическое расстояние между фазами,

м

5,5

5,5

4

4

Удельное реактивное сопротивление,

Ом/км

0,045

0,049

0,01

0,012

Удельное активное сопротивление, r0

Ом/км

0,306

0,429

0,79

0,79

Удельная емкостная проводимость,

См/км

14,9

14,1

29,3

45,1

  Длина линии, l(таблица.1.1)

км

11,2

7,5

5,6

9,8

Полное реактивное сопротивление линии,

Ом

0,252

0,183

0,028

0,058

Полное активное сопротивление линии,

Ом

3,42

3,21

4,41

7,7

Емкостная проводимость,


318,08

211,5

328,16

883,96

Половина зарядной мощности электропередачи,

МВАр

1,92

1,28

0,2

0,54


Таблица 6.2 Расчет параметров схем замещения ЛЭП. (вариант 2 - кольцевая схема)

Расчётные параметры

Ед. изм.

Л А-9

Л 9-10

Л 9-11

Л 10-11

Л 10-12

Тип провода (таблица 5.2)

 

АС-70/11

АС-35/6,2

АС-70/11

АС-70/11

АС-35/6,2

Диаметр провода,Dпр

мм

11,4

8,5

11,4

11,4

8,5

Число цепей в линии, K

о.е.

2

2

2

1

2

Среднегеометрическое расстояние между фазами,Dср

м

5,5

4

5,5

5,5

4

Ом/км

0,021

0, 1

0, 34

0, 21

0, 11

Удельное активное сопротивление,r0

Ом/км

0,429

0,79

0,429

0,429

0,79

Удельная емкостная проводимость,

См/км

22,2

98,4

11,4

16,8

70,1

Длина линии, l(таблица.1.2)

км

11,7

9,7

5,6

9,1

7,7

Полное реактивное сопротивление линии,

Ом

0,12

0,48

0,95

1,9

0,42

Полное активное сопротивление линии,

Ом

5,01

6,7

2,4

3,9

6,08

  Емкостная проводимость,


519,4

12,89

128,3

156,8

102,5


Схема замещения электропередачи с учётом параметров ЛЭП и трансформаторов для первого варианта сети выглядит следующим образом.

Рисунок 6.1 - Полная схема замещения сетевого района (вариант1-радиальная схема)

Расчётная нагрузка узла определяется из выражения

(6.1)

где - нагрузка подстанции НН (таблица 4.1), МВА;

- нагрузка подстанции ВН (пункт 2), МВА;

- полные потери мощности в трансформаторной группе (таблица 4.1 и 4.2), МВА;

- зарядная мощность примыкающих линий (таблица 6.1), Мвар.

Расчётная нагрузка узла №1

Расчётная нагрузка узла № 2

Расчётная нагрузка узла № 3

Расчётная нагрузка узла № 4

Поток мощности в линии Л А-9,МВА

,(6.2)

Производим уточняющий расчет потокораспределения для 2 варианта сети.

Рисунок 6.2 - Полная схема замещения сетевого района

(вариант2- кольцевая схема

Определяем расчётные нагрузки узлов по формуле 6.1.

Расчётная нагрузка узла № 1

Расчётная нагрузка узла № 2

Расчётная нагрузка узла № 3

Расчётная нагрузка узла №4

Расчётная нагрузка узла №5

Поток мощности в линии Л А-9,МВА

175,92+88,9+168,5+133,6+57,4=623,8 МВА

 

. Расчёт потерь электроэнергии

Расчет нагрузочных потерь электроэнергии в проводах ВЛ выполняем по методу средних нагрузок.

Объёмы электроэнергии, передаваемые через линию:

,(7.1)

где  - наибольшие потери мощности в сети, определяемые

по формуле 7.2

,(7.2)

где - поток мощности в линии, МВА (таблицы 5.1 и 5.2);

 - активное сопротивление передачи.

Нагрузочные потери электроэнергии в проводах ВЛ:

,(7.3)

где - квадрат коэффициента формы графика электропередачи, учитывает влияние колебаний режима электропередачи на величину потерь электроэнергии:

,(7.4)

где  - время, за которое при работе с наибольшей нагрузкой потребитель получил бы то же количество энергии, что и при работе по реальному графику, для трансформаторов и радиальных линий определяется по числу часов использования максимума нагрузки СН (или СН и НН). Для питающей ЛЭП и кольцевых участков принимается среднее значение.

Расчет нагрузочных потерь электроэнергии в трансформаторах выполняем по методу времени наибольших потерь. При этом нагрузочные потери электроэнергии определяются по выражению:

,(7.5)

где  - время наибольших потерь, вычисляем по формуле:

,(7.6)

Суммарные потери электроэнергии в трансформаторах:

,(7.7)

Потери электроэнергии в магнитной системе силовых трансформаторов:

,(7.8)

где час/год - годовое число часов работы силового трансформатора;

- потери холостого хода, МВт.

Расчёт потерь электроэнергии в ЛЭП и трансформаторах представлены в виде таблиц 7.1 - 7.3.

Потери электроэнергии в ЛЭП (вариант 1 - радиальная схема)

Таблица 7.1

Наименование параметра

Ед. изм.

Л А-9

Л 9-11

Л 9-12

Л 0-10

Поток в линии

P[МВт]

16,4

12

2

2


Q[МВАр]

6,94

0,96

0,76

4,44

Номинальное напряжение передачи,Uном

кВ

110

110

35

35

Коэффициент мощности,

о.е.

0,4

0,38

0,37

0,39

Активное сопротивление передачи,

Ом

3,42

3,21

4,41

7,7

Реактивное сопротивление передачи,

Ом

0,252

0,183

0,028

0,058

Мощность активных нагрузочных потерь,

МВт

0,52

0,38

0,03

0,16

Мощность реактивных нагрузочных потерь,

МВАр

0,006

0,002

0,03

0,001

Число часов использования максимума нагрузки,Тнб

ч

4300

4700

6000

5200

Объёмы электроэнергии, передаваемые через линию,

МВт·ч

645

1786

960

728

Коэффициент формы графика электропередачи,

о.е.

1,12

1,1

1,05

1,08

Нагрузочные потери электроэнергии в проводах ВЛ

МВт·ч

617,7

415,3

101,5

110,5

Итого по всему району

МВт·ч

1245


Таблица 7.2 Потери электроэнергии в ЛЭП (вариант 2 - кольцевая схема)

Наименование параметра

Ед. изм.

Л А-9

Л 9-10

Л 9-11

Л 10-11

Л 10-12

Поток в линии

P[МВт]

30,4

2

12

12

2


Q[МВАр]

12,16

0,76

4,44

4,44

0,78

Номинальное напряжение передачи, Uном

кВ

110

35

110

110

350,4

Коэффициент мощности,

о.е.

0,4

0,38

0,37

0,37

0,39

Активное сопротивление передачи,

Ом

3,42

3,21

4,41

4,41

7,7

Реактивное сопротивление передачи,

Ом

0,12

0,48

0,95

1,9

0,42

Мощность активных нагрузочных потерь,

МВт

0,46

0,32

0,028

0,027

0,29

Мощность реактивных нагрузочных потерь,

МВАр

0,005

0,001

0,028

0,029

0,3

Число часов использования максимума нагрузки, Тнб

ч

4300

4700

6000

6000

5200

Объёмы электроэнергии, передаваемые через линию,

МВт·ч

528

1658

875

876

569

Коэффициент формы графика электропередачи,

о.е.

1,12

1,1

1,05

1,05

1,08

Нагрузочные потери электроэнергии в проводах ВЛ,

МВт·ч

569,8

482,3

98,8

98,7

257,2

Итого по всему району

МВт·ч

1506,5


 Таблица 7.3 Потери электроэнергии в трансформаторах

Наименование параметра

Ед. изм.

ПС-9

ПС-11

ПС-12

ПС0-10

Потери мощности холостого хода,

МВт

0,021

0,017

0,008

0,008

Потери энергии в магнитной системе трансформаторов,

МВт·ч

183,96

148,92

70,08

70,08

Активные нагрузочные потери трансформаторной группы,

МВт

0,15

0,38

0,16

0,14

Число часов использования максимума нагрузки, Тнб

ч

4300

4700

6000

5200

Время наибольших потерь,

ч

2268

3090

4591

3633

Нагрузочные потери электроэнергии,

МВт·ч

340,2

1174,2

734,5

508,6

Потери электроэнергии на годовом интервале,

МВт·ч

524,16

1323,12

804,58

568,68

Итого по всему району

МВт·ч

3230,54

 

8. Порядок построения векторной диаграммы токов и напряжений

Построим вектор напряжения конца ВЛ, совместив его с горизонтальной осью действительных чисел прямоугольной системы координат; построим вектор тока нагрузки ВЛ; разложим вектор рабочего тока на активную и реактивную составляющую; нанесём вектор тока поперечной компенсации и построим вектор рабочего тока с учетом поперечного ИРМ; для линий 110 кВ и выше построим вектор зарядного тока в конце ВЛ; построим вектор тока в конце схемы замещения ВЛ с сосредоточенными параметрами; построим вектор падения напряжения на активном сопротивлении схемы замещения; построим вектор падения напряжения на реактивном сопротивлении схемы замещения ВЛ; достроим вектор падения напряжения на УПК; построим вектор падения напряжения на продольной части схемы замещения ВЛ; построим вектор напряжения в начале ВЛ; определим зарядный ток в начале линии; построим вектор тока, поступающего в линию от ЦП.

Векторную диаграмму режима холостого хода ВЛ строим без учета УПК.

На чертеже векторные диаграммы располагаем таким образом, чтобы обеспечить удобство анализа особенностей векторных диаграмм каждого из режимов. Масштабы построения токов и напряжений делаем разными.

9. Расчет диапазонов изменения напряжений на шинах подстанций сетевого района и выбор уставок устройств регулирования напряжения на двухобмоточном трансформаторе

С учетом особенностей применяемых методов расчета и объема принятых допущений выполнение данного пункта задания включает следующие этапы: воздушный линия потокораспределение электропередача

Наименование этапа

Комментарий

Расчет режима наименьших нагрузок сети

Выполняется аналогично ранее выполненному уточняющему расчету режима сети ,

Расчеты падений напряжения на ЛЭП и определение приведенных напряжений в узлах схемы замещения распределительной сети

Расчет падения напряжения на одном из двухобмоточных трансформаторов.

Трансформатор выбирается студентом самостоятельно. Расчет производится по данным о нагрузках на входе в схему замещения трансформатора в режимах наибольших и наименьших нагрузок.

Выбор уставок РПН.

Расчет производится для режимов наибольших и наименьших нагрузок.

Расчет уровней напряжения в центре питания А.



Как известно, передача электроэнергии по сети сопровождается падением напряжения на участках схемы. Для выбора способов обеспечения требуемых значений напряжения на шинах подстанций необходимо произвести расчет диапазонов изменения напряжений в узлах схемы в режимах максимальных и минимальных нагрузок.

При выполнении данного раздела воспользуемся информацией о потокораспределении в схеме в режимах максимальных и минимальной нагрузок, полученной при выполнении соответствующих разделов.

Расчёт произведём для подстанции №1.

Сопротивления трансформатора: ,.Поток мощности в начале линии изменяется в течение суток. В режиме максимальных нагрузок ,в режиме минимальных нагрузок

Напряжение в точке 2

Выберем ответвления РПН для соответствующих режимов и определим действительные напряжения на выводах вторичной обмотки с учетом положения РПН.

Схема замещения двухобмоточного трансформатора (с учетом идеального трансформатора ИТ) показана на рисунке 9.4.

Рисунок 9.4 - Схема замещения трансформатора

Режим максимальных нагрузок

Определим напряжение в точке 2 расчетной схемы, приведенное к стороне ВН трансформатора с учётом продольной составляющей падения напряжения:

(9.1)

Желаемое напряжение в точке 2 для этого режима определим как

Номер необходимого ответвления найдем по выражению

 (9.2)

,1

Округляем номер ответвления до ближайшего числа: n=5

Напряжение в точке 2 при выбранном номере ответвления РПН вычисляем по формуле

(9.3)

Требование ПУЭ выполняется:

,2³4,8кВ

Режим минимальных нагрузок

Приведенное напряжение в точке 2

Желаемое напряжение для режима минимальных нагрузок

Номер необходимого ответвления

Округляем номер ответвления до ближайшего числа: n=11

Напряжение в точке 2 при выбранном номере ответвления РПН

Полученное значение предельно близко к кВ

Результаты показывают, что для обеспечения требуемого качества напряжения необходимы переключения рабочих ответвлений РПН. Если бы анализируемый трансформатор комплектовался устройством ПБВ вместо РПН, для всех расчетных режимов суток надлежало бы выбрать единое рабочее ответвление. При этом полностью выполнить требования ПУЭ по встречному регулированию напряжения было бы невозможно.

Список использованных источников

1. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникумов - 3-е изд., перераб. и доп. -М.: Энергоатомиздат,2004.-648с.: ил.

. Методическое пособие к выполнению курсового проекта для студентов специальности 100400 "Электроснабжение промышленных предприятий и городов" заочной формы обучения, 100400 / НГТУ; Сост.: Е.И. Татаров. Н.Новгород,2006.-76с.

. Правила устройства электроустановок: ПУЭ-6 и ПУЭ-7. - Новосибирск: Сиб. унив. изд-во, 2010. - 464 с.

. Справочные материалы для курсового проектирования "Электрическая часть электростанций и подстанций" Неклепае Б.Н.,-М.:Энероатомиздат,2009.

. Интернет ресурс www.online-electric.ru, www.forca.ru,http://electricalschool.info/

Похожие работы на - Электрооборудование станций и подстанций

 

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