Электрические сети энергетических систем

Министерство топлива и энергетики России.

Екатеринбургский энергетический техникум.

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ.

по предмету «Электрические сети энергетических систем».

Тема: Электрическая сеть 110 кВ.

КП 2102 С-514-Э.

Разработал:

Угренев С.Е.

Руководил:

Телегина И.А.

1999 г. | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |.

Оценка.

Пояснительная записка.

КП 2102 С-514-Э.

стр.

Введение

.

1.Выбор типа и мощности силовых трансформаторов 2. Составление вариантов схем электрической сети и расчет двух из них при максимальных нагрузках 3. Технико-экономические сравнение двух выбранных вариантов сети.

4.Окончательный расчет оптимального варианта схемы проектируемой электрической сети.

5.Определение напряжения на шинах подстанции 6.

Список литературы

.

ВВЕДЕНИЕ

Системообразующая сеть ЕЭС России сформирована электрическими сетями напряжения 220−1150 кВ от Байкала до Калининграда, общей протяженностью более 148 тыс. км. Наличие протяженной единой энергетической системы позволяет использовать максимумов нагрузки по часовым поясам суммарным эффектом до 8 млн.кВт.

Развитие системообразующей сети должно осуществляться с использованием двух систем номинальных напряжений 110−220−500−1150 кВ на большей части территории России и 110−330−750 кВ в западной части ОЭС Центра и ОЭС СевероЗапада. В период до 2010 г. на большей части Европейской территории России, включая Северный Кавказ, в Сибири и на Дальнем Востоке станет развиваться сложная многокольцевая сеть напряжением 500 кВ. В западных районах для выдачи мощности АЭС заканчивается формирование линий 750 кВ.

В 1995 году в энергосистемах России напряжением 110 кВ и выше эксплуатировалось около 440 тыс. км ВЛ и почти 530 млн. кВА общей трансформаторной мощности. Для передачи избытков мощности из восточной части ОЭС Сибири в западные энергосистемы и через Казахстан на Южный Урал завершается строительство ВЛ 1150 кВ Итат-Барноул. Ее включение увеличит пропускную способность электромагистрали в отдельных сечениях на 800 МВт. Для создания связи между восточной и европейской частями ЕЭС России после 2000 г. намечается сооружения ВЛ-1150 кВ Сибирь-Урал, которая пройдет по территории России. Тем не менее пропускная способность сети все еще не достаточна.

В перспективе будут развиваться связи ЕЭС России с энергосистемами зарубежных стран по следующим направлениям: 1. Увеличение экспортных поставок электроэнергии в Финляндию (2х цепная ВЛ- 330 кВ и ВЛ-400 кВ). 2. Экспорт мощности и электроэнергии в Германию (линия постоянного тока 4000 МВт на [pic]500 кВ). 3. Увеличение экспортных поставок электроэнергии из Росси в страны восточной Европы через Украину. 4. Экспорт электроэнергии из восточных регионов и Сибири в Китай. 5. Экспорт мощности и электроэнергии из Калининградской энергосистемы в Белорусию, Польшу, Германию. Новые тенденции: в перспективной структуре электропотребления будут определяться в первую очередь изменением соотношения между долей промышленного и коммунально-бытового электропотребления. На производство единицы сопоставимой продукции большинство российских заводов затрачивают в 2−3 раза больше энергии и топлива, чем их зарубежные конкуренты. Причины:

1.Изношенное оборудование многих предприятий.

2.Низкий научно-технический уровень промышленности, особенно в части энергосберегающих технологий.

3.Реконструкция энергооборудования должна сочетать демонтаж устаревшего оборудования, замену его новым более экономичным и экологически чистым, и продление сроков службы оборудования высокого давления путем замены выработавших свой ресурс узлов и деталей. Серьезная проблема для всех стран СНГ — старение оборудования электростанций и электрических сетей. Более 60% оборудования эксплуатируется свыше 15 лет, в том числе более 40% свыше 25 лет. Срок службы части электрических сетей превышает 30 лет.

[ 5, стр. 6−7 ].

1.ВЫБОР ТИПА И МОЩНОСТИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ.

1.1. Составление баланса мощности по ПС.

Для составления баланса мощности необходимо определить нагрузки ПС на шинах низкого и среднего напряжения.

S=P/cos[pic] (1).

Q=[pic] (2).

W=Pmax Tmax (3).

Результаты расчетов сводим в таблицу 1.

Таблица 1.

|ПС |шины |Pmax МВт |Qmax МВар|Smax МВА |Tmax час |cos[pic|W | | | | | | | |] |МВт ч | |1 |НН10кВ |28 |13,6 |31,1 |5700 |0,9 |159 600 | |2 |НН35кВ |12 |5,7 |13,3 |4700 |0,9 |56 400 | |3 |СН35кВ |18 |8,7 |20 |3500 |0,9 |63 000 | | |НН10Кв |10 |4,8 |11,1 |3500 |0,9 |35 000 |.

П.С.1 Sном т.=31.1 0.7=21.77.

П.С.2 Sном т.=13.3 0.7=9.31.

П.С.3 Sмах п.т.=((18+10)2+(8.7+4.8)2=31.1МВА Sном.т.=31.1 0.7=21.77.

1.2 Выбор количества и мощности трансформаторов на подстанции:

на ПС1−2 2хобмоточных трансформатора ТРДН25 000/110/10.

на ПС2−2 2хобмоточных трансформатора ТДН10 000/110/10.

на ПС3−2 3хобмоточных трансформатора ТДТН 25 000/110/35/10.

т.к. есть потребители I и II категории.

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

Snom.тр[pic][pic](0,65[pic]0,7)Smax.ПС По справочнику[6,стр109−111] выбирается ближайший по мощности трансформатор. Для трех обмоточного трансформатора.

Smax.ПС=((Pн+Рс)2+(Qн+Qc)2 (4).

1.3.Проверяем правильно ли выбраны трансформаторы по коэффициенту загрузки при нормальном и послеаворийном режиме по формулам:

Кз=(Smax.ПС100%)/(2Snom.тр (спр)) в нормальном режиме (5).

Кз=(Smax.ПС100%)/Snom.тр (спр) в послеаворийном режиме (6).

Для нормального режима: Кз[pic]100%.

Кз (ПС1)=(31.1 100%)/(2 25)=62.2%.

Кз (ПС2)=(13.3 100)/(2 10)=66.5%.

Kз (ПС)=(31.1 100)/(2 25)=62.2%.

Для послеаворийного режима: Кз[pic]140%.

Кз (ПС1)=(31.1 100)/25=124.4%.

Кз (ПС2)=(13.3 100)/10=133%.

Kз (ПС)=(31.1 100)/25=124.4%.

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

Таблица 2. | |Категории |Smax |Число |Snom.тр-ров|Коэффициент загрузки | |ПС |потреблен. |МВА |тр-ров | | | | | | | |МВА | | | | | | | |норм. режим |послеавор. | | | | | | | |режим | |1 |I, II, III |31.1 |2 |25 |62.2 |124.4 | |2 |I, II, III |13.3 |2 |10 |66.5 |133 | |3 |I, II, III |31.1 |2 |25 |62.2 |124.4 |.

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

Таблица 3 | |Тип |Справочные данные |Расчетные данные | | |трансфор- | | | |ПС |матора | | | | | |Unom кВ |[pic|R; Ом |X; Ом |[pic| | | | |]Pхх| | |]Qхх| | | |ВН |СН |НН |кВт |ВН |СН |НН |ВН |СН|НН |кВар| |1 |ТРДН |115 |- |10.5|25 |3,06|- |- |58.3|- |- | | | |25 000/110/10 | | | | | | | |6 | | |175 | |2 |ТДН |115 |- |11 |14 |7,9 |- |- |136.|- |- |70 | | |10 000/110/35 | | | | | | | |5 | | | | | |ТДТН |115 |38,5|11,0|28,5|1.5 |1.5|1.5|59.7|0 |37.5|175 | | |25 000/110/35/| | | | | | | | | | | | | |10 | | | | | | | | | | | |.

3.

4. 1.5.Расчет приведенных нагрузок подстанции в МВА.

5.

Подстанция 1.

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

0.05+j0.33.

0.11+j2.13 28+j13.6.

[pic].

;(7).

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

S/=S+(Sоб.=28+j13.6+0.11+j2.13=28.11+j15.19.

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

Подстанция 2.

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

0.028+j0.18.

0.11+j2.13 12+j5.7.

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

S/=S+(Sоб.н=12+j5.7+0.11+j0.89=12.11+j5.96.

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

Подстанция 3 18.023+j8.7 0.75+j0.

18+J8.7.

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

0.023+j0.

0.09+j0.45 0.05+j2.08.

10.0+j4.97.

10+J405.

0.006+J0.168.

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

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

S/н=Sн+(Sоб.н=10+j4.8+0.006+j0.168=10.006+j4.968.

S/c=Sc+(Sоб.с=18+j8.7+0.023+j0=18.023+j8.7.

Sв=S/с+S/н=18.023+j8.7+10.006+j4.968=28.029+j13.668.

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

S/в=Sв+(Sоб.в=28.029+j13.668+0.05+j2.08=28.079+j15.748.

S=S/в+(Sхх=28,079+j15.748+0.09+j0.45=28.169+j16.198.

2.СОСТАВЛЕНИЕ ВАРИАНТОВ СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ И РАСЧЁТ ДВУХ ИЗ НИХ ПРИ МАКСИМАЛЬНЫХ НАГРУЗКАХ.

2,1 Составление вариантов схем сети.

N Конфигурация схемы длинна длинна кол-во выключа;

трассы провода телей на высоком.

км. км. напряжении.

А-2.

1- 3.

2−3 1 156 156 3−3.

Итого 11.

А-6.

1−2 2.

2−2.

151 302 3−2.

Яиы`‰?ош1"†$ФЄzЄ[?]BЪ)_Ё K8?$}А`Y,_кЄКЄ |w›[pic]‰AЁv7|- †вF, фІ1 s: EВ$fЦ‘цІ¤?K?!E0fйYEі, p |-К ЁЖ®6?Ѕ-Ў3n0;bПБ-к ‹+@[pic]БfѕtјЯsµј?хю_w?¤24ХюЗіЖDOd?рfД=IБp ?eі? Qйт"Awыц?- ¶ф?I??ЖaoСМ Итого 12.

А-4 3.

1−2.

2−2.

3−2.

?)f=c TahomaRegularVersion 1.00 Tahomaяяяq‰Ё `.Нй?ЙcЪg121 242 Итого 10.

А-4.

1−2 4.

2−2.

186 224 3−2.

NцT ®N?АKмe)?Eоdы?+т‚™|ЎО`!"ҐO?h2T.

SA=[(28,16+j15.52)118+(12.138+j6.1)81+(28.169+j16.198)46]/156= =5601.832+j3070.568/156=35.9+j19.7 SA/=(28.16+j15.52)38+(12.138+j6.1)75+(28.169+J16.198)110= =5078.99+j2829.04/156=32.6+j18.1.

Делаем проверку SA+SA/=[pic] (9) 68.5+j37.8=68.5+j37.8.

Находим мощности на каждом участке и точку токораспредиления.

А.

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

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

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

[pic]; (10).

Tcp=28.16(5700+12.14(4700+28.17(3500/28.16+12.14+28.17=4617.57 ч.

Участок 3−2.

Imax=[pic]; (11).

Imax=(4.432+1.92/(3(110(103=25А Участок 2−1.

Imax2−1= (7.742+4.182/(3(110(103=46А Участок А-1.

ImaxA-1=(35.92+19.72/(3(110(103=214А Участок А1−3.

Imax=(32.62+18.12/(3(110(103=196A.

Выбор сечения проводов методом экономических интервалов.

Iр = Iмах ((i ((т Для участка А1−3.

Ip=196(1.05(1=205.8A.

Для участка 3−2.

Ip=25(1.05(1=26.25A.

Для участка 2−1.

Ip=46(1.05(1=48.3A.

Для участка 1-А.

Ip=214(1.05(1=224.7.

По карте для Северного Урала район II. Опоры — железобетон, линия одноцепная, район Сибири.

Данные сводим в таблицу:

участок |Smax: МВА |Imax: A |Ip A |Fct mm2 |Iдоп, А |Iп.ав, А | |А1−3 |35,9 |196 |205,8 |240 |610 |410 | |3−2 |7,74 |25 |26,25 |120 |390 |241 | |2−1 |4,43 |46 |48,3 |120 |390 |241 | |1-А |32,6 |214 |224,7 |240 |610 |410 | |.

Проверка выбранных проводов по нагреву в аварийном режиме.

А 68.5+j37.8 40.31+j22.3 28.17+j16.2.

A1.

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

Iпиxy]Г)°z DWАWМ? KЬ‘еp· Йб№г9?а"8BKґ"WT"кї ??§ ти8apш}Аав1−2=Iав3−2=(P2+Q2/(3(U=241A Iав1-А=Iав3-A1=410A.

Iав (Iдоп Выбранные сечения провода проходят по нагреву.

ПАРАМЕТРЫ ЛИНИЙ.

линия | длина. км | марка провода | Удельные параметры | Расчётные параметры | | | | |r0 Ом/км |х0 Ом/км |q0 Мвар/км |R1 Ом |X1 ОМ |Qc Mвар | |А1−3 |46 |АС-240 |0,120 |0,405 |0,0375 |5,52 |18,63 |1,73 | |3−2 |35 |АС-140 |0,249 |0,427 |0,0355 |8,72 |14,95 |1,24 | |2−1 |37 |АС-140 |0,249 |0,427 |0,0355 |9,21 |15,80 |1,31 | |1-А |38 |АС-240 |0,120 |0,405 |0,0375 |4,56 |15,39 |1,43 | | Расчёт ведём по формулам: R=Ro (l/n; X=Xo (l/n; Qc=n (Qo (l.

Составляем схему замещения сети:

A 1.

2 3.

A1.

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

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

28.16+j15.52 12.14+j6.1.

28.17+j16.2.

&9у|r1Э ў¤+?LD2рВ‚щВ‚ї.

ЗyДХЩїБТўqhf?жnП‹i^&:UПодсчитываем расчётные нагрузки ПС и упрощаем схему замещения сети;

Sp1= Snp1-j (Qc½+Qc2/2)=28.16+j15.52-(0.72+0.66)=28.16+j14.14 Sp2=12.14+j6.1-j (0.66+0.62)=12.14+j4.82 Sp3=28.17+j16.2-j (0.62+0.86)=28.17+j14.72.

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

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

28.17+j14.72 j0.86.

±Д3k?‘^ВАH*@ИХA??eE)"чD~RL (dк}]ёУЄ;_У (c)~ZцEПЫўЙ/u®%?.7dIщ‘"Ч—И¤'[?]с`:E,¤D8uлa°WЫ?он"?Рij8@tLBвlY-aD"q;[pic]‡‚`}&уТ?[?]fНаходим распределение мощностей в схеме с учётом действительных параметров линий по формулам:

PA=GAA ((PiRiA+QiXiA)+BAA ((PiXiA-QiRiA).

QA=-GAA ((PiXiA-QiXiA)+BAA ((PiRiA+QiXiA) где,.

GAA=RAA/R2AA+X2AA BAA=XAA/R2AA+X2AA.

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

PA=0.0056(28.2(23.45+12.1(14.24+28.2(5.52+14.1(49.38+4.8(33.58+14.7((18.63)+0.013(28.2(49.38+12.1(33.58+28.2(18.63−14.1(23.45+4.8(14.24+ +14.7(5.52)=35.95.

QA=-0.0056(1844.059+0.013(2120.561=17.24.

SA=35.9+j17.2.

PA1=0.0056(28.2(22.49+12.1(13.77+28.2(4.56+14.7(46.14+4.8(31.9+14.1((15.39)+0.013(28.2(46.14+12.1(31.9+28.2(15.39−14.7+22.49+4.8(13.77+ +14.1(4.56)=32.65.

QA1=-0.0056(1660.141+0.013(1977.804=16.4.

SA1=32.6+j16.4.

HещBg‘з.р§ 1у?[?]¤ТПроверка: SA+SA=S1p+S2p+S3p.

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

Линия с двухсторонним питанием разделяется в точке потокораздела на две радиальные линии:

35+j18.1 7.75+j4.

4.4+j1.7 32.6+j14.4.

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

0.61+j2.06 0.052+j0.9.

0.016+j0.027 0.6+j2.04.

??6-?І9?и±HфOЬ?МH54cТ SтвўўІ(:?п®fхюJf· ts:"tНRфЄу?ш™Ёб}Рї0A vO"Б[pic]"йяµЦ&6Ўчµ «K?L#s И § ГA2юФQЁекэЫЖ?2уКSЁЗTwй¤&~Зп_и:±Ф1ПмR9Tец5??еf{L^bnЯiЗ Бд‚@}94H?Є§ Кґ8ё"Ј8tв[pic]АЇS[?]ѕё (ЇФ· эБ-Я†уD&ѕ••.

XЄЫҐЪV… _(хтo_%хвO^#хв?^ «хв пґH.Р ?%Нv (и (W э+iѕ?)т}L*zЧ6ВжШL"Ыs%6ТКP+Е «±йQ‘oо#cI.ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ НА ШИНАХ ПОДСТАНЦИИ И ВЫБОР СПОСОБОВ РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ Максимальный режим:

A.

4.73+j8.11.

5.66+j8.03 41,18+j21.81 1 12.22+j4.91.

7.04+j9.98 3.

28.75+j13.82.

U1=116−41.28(4.73+21.81(8.11/116=112.8кВ U2=112.8−12.22(5.66+4.91(8.03/112.8=111.84кВ U3=116−28.75(7.04+13.82(9.98/116=113.07кВ Аварийный режим:

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

U1=116−42(9.5+22.6(16.2/116=109.37кВ U2=109.4−12.31(11.3+5.7(16.1/109.4=107.3кВ Выбор способов регулирования напряжения на шинах подстанции:

Подстанция 3.

0.75+j0.

18+j8.7.

((.

28+j15.7 0.75+j29.9 (.

0.75+j18.75.

10+j4.9.

U0=113−28(0.75+15.7(29.9/113=108.66 Ucи? EІ>D?[?] «@Y‡єИИкif]—Zм8?.УЦ?N |ЖTbј6JфO1-|j^#Юx |Д[?]d? бcyмЖуЧHiЮ1ЇZЧГb]Ѕu]5п Щн=0 Uнн=108.66−10(0.75+4.9(18.75=107.75.

Задаёмся желаемым напряжением НН.

Uж (1,05(Uном.сети=1.05(10=10.5кВ Напряжение ответвления на ВН.

Uотв=Uн1(Uном.н/Uж=107.8(11/10.5=112.8кВ По шкале Uотв. ст=112.95(-1(1.78%).

Действительное напряжение на шинах НН.

Uдн=Uн1(Uнн.тр/Uот.ст=107.8(11/112.95=10.49кВ Задаёмся желаемым напряжением СН.

Uж.с=(1.05(Uн.сети=1.05(35=36.75кВ Uд. с=108.7(38.5/112 095=37.05кВ Подстанция 1.

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

(.

Максимальный режим |Аварийный режим | |Uн=11 208−28.1(1.53+15.2(29.18/112.8= =108.5кВ |Uн=109.4−28.1(1.53+15.2(29.18/109.4= =104.96кВ | |Uж (1.05(10=10.5кВ |Uж=(1.0(10=10кВ | |Uотв=108.5(10.5/10.5=108.5кВ |Uотв=104.96(10.5/10=110.2кВ | |Uотв.ст106,81(-4(1.78) |Uдн=104.96(10.5/106.81=10.3кВ | |Uдн=108(10.5/106.81=10.6кВ | | |.

Подстанция 2.

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

(.

Максимальный режим |Аварийный режим | |Uн=111.8−12.1(3.95+5.96(69.5/111.8= =107.67кВ |Uн=107.3−12.1(3.95+5.96(69.5/11 108= =103.17кВ | |Uж (1.05(10=10.5кВ |Uж (1.0(10=10кВ | |Uотв=107.67(11/10.5=112.79кВ |Uотв=103.17(11/10=113.48кВ | |Uотв.ст=110.91(-2(1.78) | | |Uдн=107.67(11/110.91=10.6кВ |Uдн=103.17(11/110.91=10.2кВ | | Вывод: На подстанциях 1,2,3 в рассматриваемых режимах, имеющихся на трансформаторах диапазонов регулировки напряжения оказывается достаточно для обеспечения требуемых уровней напряжения, так как действительные напряжения близки к желаемым.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАНОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 1. Рокотян С. С. «Справочник по проектированию электроэнергетических систем» М. «Энергия», 1987 г. 2. «Правила устройства электроустановок» М. «Энергия», 1988 г. 3. Боровиков В. А. «Электрические сети энергетические системы», 1989 г. 4. Неклепаев Б. Н. «Электрическая часть электростанций и подстанций» М.

" Энергия", 1989 г. 5. «Энергия» журнал № 10, 1996 г. 6. Неклепаев Б. Н. «Электрическая часть электростанций и подстанций» М. «Энергия», 1972 г. 7. НТП ПС 1993 г. 8. «Принципиальные электрические схемы РУ ПС 6−750 кВ"1991 г. ———————————;

l=50км.

l=45км.

l=75км.

l=45км.

l=75км.

l=50км.

l=75км.

(8).

112.8.

107,8кВ.

108,7кВ.

108,7кВ.

113кВ.

107,3кВ.

109,4кВ.

116кВ.

116кВ.

112,8кВ.

113кВ.

111,8кВ.

46 км.

37 км.

38 км.

46 км.

35 км.

37 км.

38 км.

???

10,2.

10,6.

103,17.

107,3.

111,8.

10.3.

10.6.

108.5.

109.4.