Проектирование радиальной схемы электроснабжения
Рис. 1- Кольцевая схема Рис. 2- Смешанная схема Рис. 3- Смешанная схема Рис. 4- Смешанная схема Рис. 5- Смешанная схема Рис. 6- Смешанная схема Рисунок 1 — Варианты развития сети С учётом требуемой надёжности электроснабжения объектов и с учётом наименьшей длины линий примем для дальнейшего рассмотрения три варианта — кольцевую схему с суммарной длиной линий 297 км, Смешанную схему 2 — 372 км… Читать ещё >
Проектирование радиальной схемы электроснабжения (реферат, курсовая, диплом, контрольная)
- Введение
- 1. Исходные данные
- 2. Разработка вариантов развития сети
- 2.1 Расчет мощности источника сети кольцевой схемы
- 2.2 Выбор номинального напряжения сети
- 2.3 Выбор сечений проводов воздушных линий электропередач
- 2.4 Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях
- 2.5 Выбор схем подстанций
- 2.6 Технико — экономическое сопоставление вариантов развития сети
- 2.7 Расчет установившихся режимов сети максимальных нагрузок
- 2.8 Выбор средств регулирования напряжения для радиальной схемы
- 2.9 Выбор оборудования для радиальной схемы.
- 2.9.1 Выбор гибких подвесных токопроводов 220 кВ
- 2.9.2 Выбор выключателей, разъединителей и ограничителей перенапряжения
- 2.9.3 Выбор трансформаторов тока и напряжения
- Библиографический список
- Приложение
Целью данной работы является проектирование электроснабжения. Проектирование проводится с соблюдением требования к надежности электроснабжения потребителей ГОСТ 19 434–84. Выбор схемы электроснабжения обосновывается технико-экономическими расчетами.
Проектирование электрической сети, включая разработку схем развития сети и схемы подстанций, является одной из основных задач развития энергетических систем, обеспечивающих надёжное и качественное электроснабжение потребителей. Качественное проектирование является основой надёжного и экономичного функционирования электроэнергетической системы.
При проектировании электроснабжения района решается ряд задач:
— выбирается более экономичный вариант схемы сети
— исследуется работы сети при различных режимах
— выбор основного и вспомогательного электрооборудования проектируемых подстанций и проверка его на срабатывание токов короткого замыкания.
1. Исходные данные
В соответствии с правилами устройства электроустановок (далее па тексту ПУЭ) район Волгоградской области относится к 4 ветровому району, по толщине стенки гололеда к 3 району, нормативная толщина стенки гололеда 15 мм.
В состав потребителей на всех подстанциях входят потребители первой, второй и третьей категории. Процентное соотношение потребителей их активная мощность и коэффициент мощности указаны ниже в таблице 1.
Таблица 1 — Характеристика потребителей
Наименование потребителя | Потр. 1 I категории,% | Потр. 2 II категории,% | Потр. 3 III категории,% | S, МВА | ||
Балашовская | 11,32 | 0,91 | ||||
Литейная | 48,92 | 0,92 | ||||
Андриановская | 47,23 | 0,9 | ||||
Суровикино | 12,37 | 0,93 | ||||
Заливская | 42,31 | 0,91 | ||||
Для упрощения изображения схем сети в дальнейшем примем следующие обозначения узлов:
ПС «Балашовская» — А, ПС «Суровикино» — Г, ПС «Литейная» — Б, ПС «Заливская» — Д, ПС «Андриановская» — В, ПС «ВОЛГА» — ИП
2. Разработка вариантов развития сети
Рис. 1- Кольцевая схема Рис. 2- Смешанная схема Рис. 3- Смешанная схема Рис. 4- Смешанная схема Рис. 5- Смешанная схема Рис. 6- Смешанная схема Рисунок 1 — Варианты развития сети С учётом требуемой надёжности электроснабжения объектов и с учётом наименьшей длины линий примем для дальнейшего рассмотрения три варианта — кольцевую схему с суммарной длиной линий 297 км, Смешанную схему 2 — 372 км, смешанную схему 3, длиной линий 336 км.
2.1 Расчет мощности источника сети кольцевой схемы
В сетях с односторонним питание потокораспределение рассчитывается следующим образом: последовательно, начиная от самых отдаленных потребителей, складываем мощности узлов, встречающихся при приближении к источнику. Таким образом, получаем перетоки мощности на всех радиальных участках сети.
В случае сети замкнутого типа перетоки необходимо рассчитывать, используя правило «моментов», представив сеть замкнутого типа в виде сети с двухсторонним питанием.
При этом мощность каждого источника определяется по формулам (1) и (2):
где , — соответственно, определяемые активная и реактивная мощности источников;
— активная и реактивная составляющие в узлах потребителей;
— расстояние противоположенного источника до данного потребителя;
— общее расстояние между источниками.
На остальных участках мощность определяется по закону Кирхгофа.
Если в кольце имеются участки с двумя и более параллельными цепями, то необходимо эти участки привести к эквивалентным длинам:
где — длина линии, км;
— число параллельных ветвей.
Определим активную, реактивную и полную мощность источника питания для расчета кольцевой схемы по формулам (1) и (2):
2.2 Выбор номинального напряжения сети
Напряжение сети зависит от нескольких факторов:
— мощность потребителей;
— удаленность их от источника питания;
— района сооружения сети и класса номинального напряжения существующей сети.
Выбор напряжения определяется экономическими факторами; при увеличении номинального напряжения возрастает капиталовложения в сооружение сети, но за счет снижения потерь электроэнергии уменьшаются эксплуатационные издержки.
В практике проектирования для выбора рационального напряжения используются кривые, данные по пропускной способности и дальности линий электропередачи или эмпирические формулы, в частности, формула Г. А. Илларионова, дающая удовлетворительные результаты для шкалы напряжений от 35 до 1150 кВ, где — длина линии на рассматриваемом участке;
— переток мощности на рассматриваемом участке.
Расчет кольцевой схемы Выбираем класс номинального напряжения 220 кВ.
Расчет радиальной схемы для участка ПС-А:
По наибольшему значению напряжения на участках радиальной схемы выбираем класс номинального напряжения, полученные значения сводим в таблицу 2.
Расчет смешанной схемы3
для кольца1:
В кольце1 выбираем класс номинального напряжения 220 кВ.
для кольца2:
Для кольца2 выбираем класс номинального напряжения 110 кВ.
Таблица 2 — Выбор номинального напряжения для смешанной схемы2
Участок сети | Длина участка, км | Напряжение, кВ | ||
расчетное | табличное | |||
ПС-А | 111,2 | |||
А-Б | 108,5 | |||
ПС-Д | 171,3 | |||
Д-В-Г | 120,4 | |||
2.3 Выбор сечений проводов воздушных линий электропередач
Выбор сечения проводов ВЛ электропередачи 35−500кВ можно выполнять по экономическим интервалам и по экономической плотности тока.
Для воздушных линий выбираем сталеалюминевые провода марки АС.
для кольцевой схемы:
Для выбора сечения необходимо определить токи в сети. Нагрузочные токи сети определяются по соотношению (5):
где — коэффициент мощности Р — активная мощность
— номинальное напряжение Ток на головном участке ПС — 6 определяется по правилу моментов:
Участок ПС-Д: Максимальный критический ток участка равен 517А, при напряжении на линии 220 кВ, ближайший допустимый ток Iдоп=610А, соответствует сечению 240 мм². На этом участке выбирается одноцепная линия с проводом АС-240.
Аналогично рассчитываются токи и сечения проводников на других участках и для других схем, результаты сводим в таблицу 3.
Таблица 3 — Выбор сечения проводников для вариантов сети
Линия | Ток участка, А | Напряжение, кВ | Число цепей и сечение | Iaв, А | Iдоп, А | |
Кольцевая (схема 1) | ||||||
ПС-А | 1 АС-240 | |||||
А-Б | 1 АС-240 | |||||
Б-Г | 1 АС-240 | |||||
Г-В | 1 АС-240 | |||||
В-Д | 1 АС-240 | |||||
Д-ПС | 1 АС-240 | |||||
Смешанная (схема 2) | ||||||
ПС-А | 10,5 | 2 АС-120 | ||||
А-Б | 36,5 | 2 АС-95 | ||||
ПС-Д | 22,5 | 2 АС-240 | ||||
Д-В | 1 АС-95 | |||||
В-Г | 19,5 | 1 АС-70 | ||||
Г-Д | 32,5 | 1 АС-95 | ||||
Смешанная (схема 3) | ||||||
ПС-А | 1 АС-240 | |||||
А-Б | 1 АС-240 | |||||
Б-Д | 1 АС-240 | |||||
Д-ПС | 1 АС-240 | |||||
Д-В | 1 АС-95 | |||||
В-Г | 1 АС-70 | |||||
Г-Д | 1 АС-95 | |||||
Таблица 4 — Параметры линий электропередач, разрабатываемых вариантов сети
Линия | Напряжение, кВ | Число цепей и сечение | r0, Ом/км | x0, Ом/км | b0, мкСм/км | |
Кольцевая (схема 1) | ||||||
ПС-А | 1 АС-240 | 0,121 | 0,435 | 2,6 | ||
А-Б | 1 АС-240 | 0,121 | 0,435 | 2,6 | ||
Б-Г | 1 АС-240 | 0,121 | 0,435 | 2,6 | ||
Г-В | 1 АС-240 | 0,121 | 0,435 | 2,6 | ||
В-Д | 1 АС-240 | 0,121 | 0,435 | 2,6 | ||
Д-ПС | 1 АС-240 | 0,121 | 0,435 | 2,6 | ||
Смешанная (схема 2) | ||||||
ПС-А | 2 АС-120 | 0,125 | 0,427 | 2,66 | ||
А-Б | 2 АС-95 | 0,153 | 0,434 | 2,61 | ||
ПС-Д | 2 АС-240 | 0,06 | 0,405 | 2,81 | ||
Д-В | 1 АС-95 | 0,306 | 0,434 | 2,61 | ||
В-Г | 1 АС-70 | 0,428 | 0,444 | 2,55 | ||
Г-Д | 1 АС-95 | 0,306 | 0,434 | 2,61 | ||
Смешанная (схема 3) | ||||||
ПС-А | 1 АС-240 | 0,121 | 0,435 | 2,6 | ||
А-Б | 1 АС-240 | 0,121 | 0,435 | 2,6 | ||
Б-Д | 1 АС-240 | 0,121 | 0,435 | 2,6 | ||
Д-ПС | 1 АС-240 | 0,121 | 0,435 | 2,6 | ||
Д-В | 1 АС-95 | 0,306 | 0,434 | 2,61 | ||
В-Г | 1 АС-70 | 0,428 | 0,444 | 2,55 | ||
Г-Д | 1 АС-95 | 0,306 | 0,434 | 2,61 | ||
Анализ распределения тока в кольцевой, радиальной и смешанной сети показал, что для всех участков выбранные сечения соответствуют условиям надежности.
2.4 Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях
Условия выбора:
1)
2)
3)
Выбор количества трансформаторов (автотрансформаторов) зависит от требований к надежности электроснабжения потребителей и является технико-экономической задачей.
В практике проектирования на подстанциях всех категорий предусматривается, как правило, установка двух трансформаторов. Установка одного трансформатора рекомендуется только в случае питания потребителей III категории при наличии в сетевом районе передвижной подстанции, обеспечивающей замену трансформатора в течение суток.
Мощность трансформатора в нормальных условиях должна обеспечить питание электрической энергией всех потребителей, подключенных к данной подстанции. Если подстанция питает потребителей I и II категорий, на ней должны быть установлены трансформаторы такой мощности, при которой обеспечивалось бы питание одним трансформатором потребителей таких категорий с допустимой перегрузкой до 40% на время не более 6 часов, в течение 5 суток. Следует учитывать, что при аварии с одним из трансформаторов допускается отключение потребителей III категории. Мощность трансформатора может быть определена ориентировочно по выражению:
где — наибольшая нагрузка подстанций;
— коэффициент допустимой перегрузки; n — число трансформаторов на подстанции.
для кольцевой схемы:
Аналогично произведем расчеты для остальных подстанций и для других схем и полученные результаты сведем в таблицу 5.
Таблица 5 — Мощности трансформаторов
Узел | мВА | мВА | мВА | |||
Кольцевая (схема 1) | ||||||
Балашовская (А) | 11,3 | 5,67 | 0,226 | 0,223 | ||
Литейная (Б) | 48,9 | 0,978 | 0,84 | |||
Андриановсекая (В) | 47,22 | 13,49 | 0,944 | 0,54 | ||
Суровикино (Г) | 12,37 | 5,3 | 0,25 | 0,21 | ||
Зиливская (Д) | 42,3 | 21,15 | 0,85 | 0,85 | ||
Смешанная (схема 2) | ||||||
Балашовская (А) | 11,3 | 5,67 | 6,3 | 0,9 | 0,9 | |
Литейная (Б) | 48,9 | 0,98 | 0,84 | |||
Андриановсекая (В) | 47,22 | 13,49 | 0,94 | 0,54 | ||
Суровикино (Г) | 12,37 | 5,3 | 6,3 | 0,98 | 0,84 | |
Зиливская (Д) | 101,9 | 0,81 | 0,63 | |||
Смешанная (схема 3) | ||||||
Балашовская (А) | 11,3 | 5,67 | 0,226 | 0,223 | ||
Литейная (Б) | 48,9 | 0,978 | 0,84 | |||
Андриановсекая (В) | 47,22 | 13,49 | 0,94 | 0,54 | ||
Суровикино (Г) | 12,37 | 5,3 | 6,3 | 0,98 | 0,84 | |
Зиливская (Д) | 101,9 | 0,81 | 0,63 | |||
Параметры, выбранных трансформаторов сведем в таблицу 6.
Таблица 6 — Параметры выбранных трансформаторов
№ узла | Тип и число трансформаторов | S ном, МВА | Uвн, кВ | Uк, % | ДРкз, кВт | ДРхх, кВт | Iхх, % | Rт, Ом | Xт, Ом | ДQх, кВар | |
Кольцевая (схема 1) | |||||||||||
ПС | 2АТЦТН-125 000/220/110 | 0,5 | 131,1 | ||||||||
А | 2ТДТН-25 000/220 | 12,5 | 1,2 | 6,4 | |||||||
Б | 2ТДТН-25 000/220 | 12,5 | 1,2 | 6,4 | |||||||
В | 2ТДТН-25 000/220 | 12,5 | 1,2 | 6,4 | |||||||
Г | 2ТДТН-25 000/220 | 12,5 | 1,2 | 6,4 | |||||||
Д | 2ТДТН-25 000/220 | 12,5 | 1,2 | 6,4 | |||||||
Смешанная (схема 2) | |||||||||||
ПС | 2АТЦТН-125 000/220/110 | 0,5 | 131,1 | ||||||||
А | 2ТМН-6300/110 | 6,3 | 10,5 | 11,5 | 0,8 | 14,7 | 50,4 | ||||
Б | 2ТРДН-25 000/110 | 10,5 | 0,7 | 2,54 | 55,9 | ||||||
В | 2ТРДН-25 000/110 | 10,5 | 0,7 | 2,54 | 55,9 | ||||||
Г | 2ТМН-6300/110 | 6,3 | 10,5 | 11,5 | 0,8 | 14,7 | 50,4 | ||||
Д | 2АТДЦТН-63 000/220/110 | 0,5 | 5,6 | 50,4 | |||||||
Смешанная (схема 3) | |||||||||||
ПС | 2АТЦТН-125 000/220/110 | 0,5 | 131,1 | ||||||||
А | 2ТДТН-25 000/220 | 12,5 | 1,2 | 6,4 | |||||||
Б | 2ТДТН-25 000/220 | 12,5 | 1,2 | 6,4 | |||||||
В | 2ТРДН-25 000/110 | 10,5 | 0,7 | 2,54 | 55,9 | ||||||
Г | 2ТМН-6300/110 | 6,3 | 10,5 | 11,5 | 0,8 | 14,7 | 50,4 | ||||
Д | 2АТДЦТН-63 000/220/110 | 0,5 | 5,6 | 50,4 | |||||||
2.5 Выбор схем подстанций
Выбор схем электрических соединений распределительных устройств подстанций выполняется на стороне высшего напряжения и на стороне низшего напряжения подстанций, но схемы на стороне низшего напряжения подстанций не зависят от варианта развития электрической сети.
Наиболее дорогостоящим оборудованием распределительных устройств являются высоковольтные выключатели, и поэтому выбор схем распределительных устройств выполняется только с целью определения числа их ячеек.
Таблица 7 — Определение числа ячеек выключателей
Узел | Число присоединений | Число ячеек выключателей | Схема распределительного устройства | |||
Линий | Трансформаторов | |||||
Кольцевая (схема 1) | ||||||
ПС | Две рабочие системы шин с обходной | |||||
А | Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой | |||||
Б | Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой | |||||
В | Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой | |||||
Продолжение таблицы 7: | ||||||
Г | Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой | |||||
Д | Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой | |||||
Всего: | 31 (220) выключателей | |||||
Смешанная (схема 2) | ||||||
ПС | Две рабочие системы шин с обходной | |||||
А | Одна рабочая система шин с обходной | |||||
Б | Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии | |||||
В | Мостик с выключателями в цепях транс-форматоров и ре-монтной перемычкой | |||||
Г | Мостик с выключателями в цепях транс-форматоров и ре-монтной перемычкой | |||||
Д | Одна рабочая система шин с обходной | |||||
Всего: | 32 (110); 18 (220) выключателей | |||||
Смешанная (схема 3) | ||||||
ПС | Две рабочие системы шин с обходной | |||||
А | Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой | |||||
Б | Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой | |||||
В | Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой | |||||
Г | Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой | |||||
Д | Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой | |||||
Всего: | 17 (110); 23 (220) выключателя | |||||
2.6 Технико-экономическое сопоставление вариантов развития сети
Общие положения Варианты, подлежащие технико-экономическому сравнению, должны быть технически и экономически сопоставимы, то есть обеспечивать одинаковую передаваемую мощность и качество электроэнергии в нормальных и послеаварийных режимах работы сети. При сопоставлении схем с разной степенью надежности должна учитываться величина ущерба народному хозяйству от вероятного нарушения электроснабжения. В этом случае подсчет приведенных затрат производится по следующей формуле:
где — нормативный коэффициент эффективности (в энергетике = 0,12);
— соответственно капитальные вложения в линии и подстанции;
— соответственно издержки на амортизацию и обслуживание линий, подстанций и — издержки на возмещение потерь энергии в электрических сетях;
У — математическое ожидание народнохозяйственного ущерба от нарушения электроснабжения.
Определение капитальных вложений производится обычно по укрупненным стоимостным показателям для всего оборудования подстанций и ЛЭП.
Ежегодные издержки и определяются суммой отчислений от капитальных вложений и, где — соответственно коэффициенты отчислений на амортизацию и обслуживание для линий и подстанций.
Издержки на возмещение потерь энергии в линиях и трансформаторах определяются по формуле:
где — удельная стоимость потерь активной энергии;
— суммарные переменные потери мощности в сети в режиме максимальных нагрузок;
— число часов максимальных потерь в году,
— суммарные потери холостого хода трансформаторов.
Учет фактора надежности производится путем определения среднегодового ущерба от нарушений электроснабжения. В случае питания потребителя по одной линии ущерб У при ее аварийном отключении можно оценить по выражению:
где б — удельный годовой ущерб от аварийных ограничений электроснабжения;
— максимальная нагрузка потребителя;
— коэффициент вынужденного простоя;
е — степень ограничения потребителя (е = 1 при полном отключении потребителя, е < 1 при частичном отключении).
где — число последовательно включенных элементов сети;
— среднее время восстановления элемента i , — параметр потока отказов элемента i.
Необходимо иметь в виду, что варианты схемы с разными номинальными напряжениями из-за различной стоимости аппаратуры и разных величин потерь электроэнергии могут сравниваться только по приведенным затратам с учетом оборудования подстанций потребителей и потерь энергии в них.
На основании анализа результатов расчета выбираются два варианта с меньшими приведенными затратами.
Варианты схем считаются экономически равноценными, если разница в приведенных затратах равна или менее 5%. В таком случае следует выбирать варианты схем:
а) с более высоким напряжением;
б) с более высокой надежностью электроснабжения;
в) с более высокой оперативной гибкостью схемы;
г) с меньшим расходом цветного металла на провода ВЛ и с меньшим необходимым количеством электрической аппаратуры;
д) с лучшими возможностями развития сети при росте нагрузок или при появлении новых пунктов потребления электроэнергии.
Расчет кольцевой схемы Участок ПС-А. Он предполагает присоединение узла ПС к узлу, А по одной линии АС-240 с установкой на подстанции двух трансформаторов ТДТМ-25 000/220.
Капиталовложения в линию:
где С — стоимость 1 км линии;
l — длина линии, n — число параллельных линий.
С = 148,8 тыс. руб./км, Капиталовложения в подстанцию включают стоимость трансформаторов и РУ высшего напряжения. Стоимость РУ низшего напряжения незначительна, вследствие невысокой стоимости выключателей 10 кВ. Расчетная стоимость трансформатора 2ТДТН-25 000/220 составляет 168 тыс. руб., стоимость ячейки выключателя 220 кВ — 85 тыс. руб., тогда:
тыс. руб.,
тыс. руб.
Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание для линий составляют 2,8%, для подстанций 220 кВ — 9,4%, соответственно, .
Для определения издержек на покрытие потерь электроэнергии необходимо найти параметры схемы замещения сети:
где ;
Тогда
Суммарные потери холостого хода трансформаторов Потери мощности в максимальном режиме ток определен при выборе сечений,, тогда Число часов максимальных потерь Удельная стоимость потерь электроэнергии составляет 9,7 коп./кВт•ч, тыс.руб./МВт•ч. Питание потребителей может быть аварийно прекращено и ущерб, связанный с перерывом питания, будет рассчитываться по формуле (9).
При его расчете следует учесть два последовательно включенных элемента: линию и трансформатор (n= 2), при полном отключении е = 1, удельный ущерб, а = 6 тыс. руб./кВт = 6• тыс. руб./МВт, = 3,09 МВт.
Параметры потока отказов линии отказ/год на 100 км, трансформатора отказ/год. Среднее время восстановления для линии лет/отказ, трансформатора лет/отказ при наличии в системе резервного трансформатора.
тыс. руб.
Аналогичные расчеты для других участков кольцевой, радиальной и смешанной схем сведем в таблицу 7.
Таблица 7 — Расчетные экономические показатели схем развития сети
Линия | Вид | Длина, км | Ток, А | Сечение | , Ом | МВт | Кл тыс.руб. | Кп, тыс.руб. | У, тыс.руб. | |
Кольцевая (схема 1) | ||||||||||
ПС-А | проект | 1 АС-240 | 7,314 | 0,77 | 8,05 | |||||
А-Б | проект | 1 АС-240 | 10,22 | 0,77 | 64,6 | |||||
Б-Г | проект | 1 АС-240 | 15,54 | 0,039 | 25,5 | |||||
Г-В | проект | 1 АС-240 | 9,86 | 0,001 | 104,1 | |||||
В-Д | проект | 1 АС-240 | 5,26 | 0,02 | 12,4 | |||||
Д-ПС | проект | 1 АС-240 | 6,95 | 0,45 | 36,33 | |||||
ВСЕГО | 2,05 | 250,98 | ||||||||
смешанная (схема 2) | ||||||||||
ПС-А | проект | 10,5 | 10,5 | 2 АС-120 | 9.5 | 0,3 134 | 8,05 | |||
А-Б | проект | 36,5 | 36,5 | 2 АС-95 | 5,7 | 0,228 | 64,6 | |||
ПС-Д | проект | 22,5 | 2 АС-240 | 4,7 | 0,0071 | 36,5 | ||||
Д-В | проект | 1 АС-95 | 6,472 | 1,04 | 350.2 | 104,12 | ||||
В-Г | проект | 19,5 | 1 АС-70 | 30.89 | 0,3 524 | 12.44 | ||||
Г-Д | проект | 32,5 | 1 АС-95 | 23.87 | 0,7 565 | 12,44 | ||||
ВСЕГО | 1,132 | 17 552,2 | 238,15 | |||||||
Смешанная (схема 3) | ||||||||||
ПС-А | проект | 1 АС-240 | 7,314 | 0,51 | 8,05 | |||||
А-Б | проект | 1 АС-240 | 10,22 | 0,46 | 64,6 | |||||
Б-Д | проект | 1 АС-240 | 4,35 | 0,001 | 9,564 | |||||
Д-ПС | проект | 1 АС-240 | 9,4 | 4.158 | 36,5 | |||||
Д-В | проект | 1 АС-95 | 6,472 | 1,16 | 350.2 | 104,12 | ||||
В-Г | проект | 1 АС-70 | 30.89 | 0.002 | 12.44 | |||||
Г-Д | проект | 1 АС-95 | 23.87 | 0,37 | 12,44 | |||||
ВСЕГО | 6,67 | 31 166,2 | 247,7 | |||||||
Издержки
тыс.руб.
тыс.руб.
тыс.руб.
Приведенные затраты
Результаты расчетов составляющих затрат и сопоставление вариантов сведем в таблицу 8.
Таблица 8 — Экономическое сопоставление вариантов развития сети
№ варианта | З, отн. ед. | ||||||
тыс. руб. | |||||||
кольцевая | 1,16 | ||||||
Смешанная2 | 17 552,2 | 1,00 | |||||
Смешанная3 | 31 166,2 | 34 152,2 | 1,008 | ||||
Анализ результатов сопоставления вариантов развития сети показывает, что наиболее экономичными являются схема 2 и схема 3, однако схема 3 является более надёжной.
2.7 Расчет установившихся режимов сети максимальных нагрузок
Расчет установившихся режимов выполняется с целью выявления уровней напряжения в узлах сети, анализа их допустимости и выбора, при необходимости, средств регулирования напряжения с целью ввода режима в допустимую область по уровням напряжений.
Основными этапами расчета и анализа режимов являются следующие:
— составление схемы замещения и расчета ее параметров для наиболее экономичного варианта сети;
— расчет установившихся режимов в нормальных и послеаварийных режимах;
— анализ уровней напряжений в узлах сети и выбор средств регулирования напряжения с целью соблюдения требований ГОСТ по напряжению;
— результаты расчетов нормальных и послеаварийных режимов наносят на схему сети с указанием мощностей выбранных компенсирующих устройств и отпаек на трансформаторы.
Схемы замещения для расчета радиальной и кольцевой схем представлены на рисунке 2.
Рисунок 2 — Схема замещения смешанной схемы
Таблица 9 — Параметры узлов сети
№ узла | кВ | Мощности нагрузки | ||
P, МВт | Q, МВар | |||
ПС | ; | ; | ||
А | 10,3 | 4,69 | ||
Б | 19,17 | |||
В | 42,5 | 20,59 | ||
Г | 11,5 | 4,55 | ||
Д | 38,5 | 17,54 | ||
Таблица 10 — Параметры ветвей сети
№ узла | R, Ом | Х, Ом | В, мкСм | |||
нач. | кон. | |||||
Смешанная (схема 3) | ||||||
ПС | А | 4,114 | 14,79 | — 88,4 | ||
А | Т | 6,4 | 0,09 | |||
А | Б | 7,02 | 25,23 | — 150,8 | ||
Б | Т | 6,4 | 0,09 | |||
Б | Д | 10,53 | 37,85 | — 226,2 | ||
Д | Т | 5,6 | 0,09 | |||
ПС | Д | 3,75 | 13,49 | 80,6 | ||
Д | В | 5,2 | 7,38 | — 44,37 | ||
В | Т | 2,54 | 55,9 | 0,09 | ||
В | Г | 23,64 | 24,42 | — 140,25 | ||
Г | Т | 14,7 | 0,09 | |||
Г | Д | 16,52 | 23,44 | — 140,9 | ||
ПС | Т | 131,1 | 0,022 | |||
Потери мощности и потери в трансформаторах на каждом участке схемы:
Для участка В-Г:
Полная мощность конца линии В-Г:
а) активные потери в трансформаторе:
б) реактивные потери в трансформаторе:
в) генерирующие мощности на линиях:
г) потери активной мощности б) потери реактивной мощности
.
Полная мощность начала линии В-Г с учетом потерь:
Аналогично расчеты проводятся для остальных участков смешанной схемы, результаты сводим в таблицу 11.
Таблица 11 — Перетоки мощности схем развития сети при максимальных нагрузках
Линия | Мощность начала линий, МВА | Мощность конца линий, МВА | Потери в линии, МВА | Потери в трансформаторах, МВА | Генерирующие мощности линии, МВА | |
Радиальная (схема 4) | ||||||
ПС-А | 46,81+j14,05 | 46,6+j15,45 | 0.205+j0,74 | 0.17+j0.603 | — j2,139 | |
А-Б | 36,13+j10,16 | 35,92+j13,05 | 0.212+j0.76 | 0.171+j0.603 | — j3,649 | |
Б-Д | 9,44-j7,188 | 9,42-j1,79 | 0,02+j0.072 | 0.171+j0.603 | — j5,47 | |
ПС-Д | 92,457-j5,058 | 91,8-j5,458 | 0.655+j2,35 | 0.172+j0.604 | — j1,95 | |
Д-В | 4.738+j0.042 | 4.735+j0.161 | 0.0029+j0.0035 | 0.035+j0.285 | — j0.123 | |
В-Г | 7.782-j0.229 | 7.766-j0.014 | 0.016+j0.017 | 0.028+j0.176 | — j0.231 | |
Г-Д | 9.64-j0.343 | 9.599-j0.221 | 0.015+j0.014 | 0.017+j0.143 | — j0.136 | |
Расчет установившегося послеаварийного режима Данный режим рассмотрим при обрыве одной цепи на линии ПС-6, в которой протекает наибольший ток.
Таблица 12 — Перетоки мощности установившегося послеаварийного режима
Линия | Мощность начала линий, МВА | Мощность конца линий, МВА | Потери в линии, МВА | |
Радиальная (схема 4) | ||||
ПС-А | 168,795+j90,68 | 165,88+j82,34 | 2,915+j10,48 | |
А-Б | 155,407+j79,18 | 151,41+j68,44 | 4+j14,39 | |
Б-Д | 105,71+j52,32 | 102,91+j47,73 | 2,8+j10,06 | |
Д-Г | 64,24+j35,054 | 58,506+j27,776 | 5,73+j8,13 | |
2.8 Выбор средств регулирования напряжения для радиальной схемы В соответствии с ГОСТ напряжение на шинах потребителя в нормальных режимах работы должно находится в интервале от 0,95 Uном до 1,05 Uном. Если напряжения на шинах потребителя находятся в указанной зоне, но не равны номинальным, то следует выполнить регулирование напряжений установленными средствами регулирования.
Требуемые напряжения на шинах подстанций для рассматриваемой сети, их расчетные значения до и после регулирования приведены в таблице 13.
Таблица 13 — Выбор отпаек на трансформаторах
Узел | А | Б | В | Г | Д | |
Требуемое напряжение на шинах ПС, кВ | 10,5 | 10,5 | ||||
Напряжение перед трансформатором, кВ | 229,98 | 229,95 | 120,68 | 120,82 | 229,92 | |
Отпайка | ||||||
Напряжение у потребителя, кВ | 10,99 | 10,99 | 10,99 | |||
Из таблицы видно, что отпайки для смешанной схемы не требуются.
2.9 Выбор оборудования для радиальной схемы.
Расчетные условия для выбора проводников и аппаратов Расчетные токи продолжительного режима в цепи двухобмоточного трансформатора на стороне ВН и НН:
где S/ном.т — номинальная мощность трансформатора следующего на порядок выше по шкале ГОСТ номинальной мощности, МВА;
Uном — номинальное напряжение трансформатора, кВ;
Тогда на стороне ВН:
Тогда на стороне НН:
Максимальный ток в питающих линиях будет протекать при обрыве ЛЭП «Волга — Заливская» I=537А.
2.9.1 Выбор гибких подвесных токопроводов 220 кВ
В РУ 110 кВ применяется гибкая ошиновка, выполненная проводами АС. Выбор сборных шин проводится по току Iмакс = 537 А. Принимается провод АС-240/32,
q = 70 мм², d = 25 мм², Iдоп = 605 А.
Проверка сечения на нагрев производится по следующему выражению, А;
537< 605.
Проверка шин на электродинамическое действие тока к.з. не производится, так как IП0 < 20 кА согласно ПУЭ.
Проверка на термическое действие токов к.з.:
Минимальное сечение по термической стойкости, мм2:
где С =95 Ас½ /мм2;
Для того, чтобы определить рассчитаем токи к.з.:
Выбор базовых величин:
Sб = 140 МВА, Uб = 230 кВ Базисный ток определяем по формуле:
Сопротивления элементов сети:
Расчет сопротивлений производим в относительных величинах.
Сопротивление системы:
Сопротивления источника питания:
Сопротивление шин:
Определяем результирующие сопротивления до точки К.1:
Индуктивное:
Активное:
Периодическая составляющая тока к.з.:
Ударный ток к.з.:
Расчеты для остальных точек к.з. сведем в таблицу 14.
Таблица 14 — Расчет токов к.з. для радиальной схемы
Участок | Точка К. З | КУ | IК.З. | iУ | |
ПС-А | К1 | 1,8 | 2,85 | 7,25 | |
К2 | 1,8 | 0,023 | 0,06 | ||
А-Б | К1 | 1,8 | 2,85 | 7,25 | |
К3 | 1,8 | 0,01 | 0,024 | ||
Б-Д | К1 | 1,8 | 2,85 | 7,25 | |
К4 | 1,8 | 0,01 | 0,02 | ||
ПС-Д | К1 | 1,8 | 2,85 | 7,25 | |
К5 | 1,8 | 0,025 | 0,063 | ||
Д-Г | К1 | 1,8 | 2,85 | 7,25 | |
К6 | 1,8 | 0,014 | 0,04 | ||
Г-В | К1 | 1,8 | 2,85 | 7,25 | |
К7 | 1,8 | 0,897 | 2,284 | ||
В-Д | К1 | 1,8 | 2,85 | 7,25 | |
К8 | 1,8 | 0,03 | 0,08 | ||
Тогда, где тепловой импульс тока к.з.,
Тапостоянная времени затухания апериодической составляющей тока к.з.,
время срабатывания релейной защиты, время отключения к.з.
19,06 < 95 мм²
Проверка по условиям коронирования:
Начальная критическая напряженность электрического поля Е0, кВ/см;
где m — коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов m = 0,82); rо — радиус провода, см;
Напряженность электрического поля около поверхности провода Е, кВ/см;
где Dср — среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см;
Dср =1,26 D — при горизонтальном расположении фаз, где D — расстояние между соседними фазами (D= 200 см);
Условие проверки наличия короны, кВ/см;
27,77< 30,5.
Из расчетов следует, что провод АС-70/11 проходит по условиям коронирования.
2.9.2 Выбор выключателей, разъединителей и ограничителей перенапряжения
В РУ с высшим напряжением 220кВ устанавливаются малообъемные масляные, вакуумные или элегазовые выключатели.
Выбор выключателей производится по следующим параметрам:
— по напряжению:
— по включающей способности:
— по отключающей способности:
— по электродинамической стойкости:
— по термической стойкости:
По данным условиям выбираются элегазовые выключатели ВГУ-220/3150/45 УХЛ 1 для РУ ВН.
Выбор разъединителей выполняется по следующим параметрам:
по напряжению установки: (39)
по току: (40)
— по электродинамической стойкости :
где — предельный сквозной ток к.з. (амплитуда и действующее значение);
— по термической стойкости:
По данным условиям по каталогу выбираются разъединители типа РНДЗ-2 201 000У1, данные расчетов и каталожные данные сведены в таблицу 15.
Таблица 15 - Данные выключателя и разъединителя на стороне ВН
Расчетные данные | Каталожные данные | ||
Выключатель ВГУ-220/3150/45 УХЛ 1 | Разъединитель РНДЗ-220−1000 У1 | ||
U = 220 кВ | Uном = 220 кВ | Uном = 220 кВ | |
Imax = 537 А | Iном = 3150 А | Iном = 1000 А | |
Iп = 2,85 кА | Iотк.ном = 45 кА | ; | |
Iп0 = 2,85 кА | Iдин = 150 кА | ; | |
iуд = 7,25 кА | iдин = 50 кА | iдин = 100 кА | |
Вк = 3,278кА2с | I2тер t2тер= 5022 = 10 000 кА2с | I2тер t2тер= 402 3 = 14 400 кА2с | |
В ремонтной перемычке устанавливаются два разъединителя РНДЗ.2−220−1000 У1, на линиях 220 кВ устанавливаются разъединители РНДЗ.1−220−1000 У1. В перемычке РУ ВН устанавливается выключатель ВГУ-220/3150/40 УХЛ1 и два разъединителя РНДЗ.1−220−1000 У1.
Ограничители перенапряжения (ОПН) выбираются по номинальному напряжению установки:
— защита подходящих линий 220 кВ — ОПН — 220 У1;
— защита силового трансформатора — ОПН — 220 У1;
— защита РУ 10 кВ — ОПН — 10 У1.
2.9.3 Выбор трансформаторов тока и напряжения
На стороне 110 кВ устанавливается ТФЗМ 110Б-I У1, выбор которого приведен в таблице 16.
Таблица 16 — Выбор трансформатора тока на стороне 110 кВ
Расчетные данные | Каталожные данные | |
Uуст=220 кВ | Uном=220 кВ | |
Imax=537 А | Iном=600 А | |
iу=7,25 кА | iдин=84 кА | |
Вк=3,278 кА2. с | Вк =162.3=768 кА2. с | |
Таблица 17 — Вторичная нагрузка ТТ в цепи ЛЭП 110кВ
Прибор | Тип | Нагрузка фазы, А | ||
А | С | |||
Амперметр | Э-335 | 0,5 | ; | |
Ваттметр | Д-335 | 0,5 | 0,5 | |
Варметр | Д-335 | 0,5 | 0,5 | |
Счетчик активной энергии (2шт.) | СА3-И681 | 2*2,5 | 2*2,5 | |
Итого | 6,5 | 6,0 | ||
Общее сопротивление приборов rприб, Ом;
Допустимое сопротивление проводов rприб, Ом;
Трансформаторы напряжения для питания электроизмерительных приборов выбираются по напряжению установки, по конструкции и схеме соединения обмоток, по классу точности, по вторичной нагрузке. Трансформаторы напряжения запитываются от сборных шин РУ.
Примем к установке трансформаторы типа ЗНОГ — 110−79У3. Трансформаторы имеют две вторичных обмотки: основную на В и дополнительную на 100 В. Для класса точности 0,5 трансформатор имеет номинальную мощность вторичной цепи 400 В· А, а для класса точности 1- 600В· А.
Таблица 18 — Вторичная нагрузка ТН в цепи ЛЭП 110кВ
Прибор | Тип | S одной обмотки ВА | Число обмоток | Число приборов | Потребляемая мощность | ||||
P, Вт | Q, Вар | ||||||||
Вольтметр | Э-335 | ; | |||||||
Ваттметр | Д-335 | 1,5 | ; | ||||||
Варметр | Д-335 | 1,5 | ; | ||||||
Счетчик ватт-часов | СА3-И674 | 3,0 | 0,38 | 0,925 | 13,7 | 33,3 | |||
Счетчик вольт-ампер часов | СР4-И689 | 3,0 | 0,38 | 0,925 | 13,7 | 33,3 | |||
Итого (В· А): | |||||||||
Суммарная потребляемая мощность 100 В· А обеспечит класс точности 0,5.
Библиографический список
сеть электропередача радиальный
1. А. А. Герасименко, В. Т. Федин. Передача и распределение электрической энергии / Герасименко А. А., Федин В. Т. Изд. 2-е. — Ростов н/Дон: Феникс, Энергоатомиздат, 2008.-715с.
2. Идельчик В. И. Электрические сети и системы 6 Учебник для вузов. — М.: Энергоатомиздат, 1989. — 582с.
3. Справочник по проектированию электроэнергетических систем / Под ред. С. С. Рокотян и И. М. Шапиро. — М.: Энергоатомиздат, 1985.-382 с.
4. Справочник по проектированию электрических сетей / Под ред. Д. Л. Файбисовича. — М.: НЦ ЭНАС, 2005. — 320 с.
5. Балаков Ю. Н., Мисриханов М. Ш., Шунтов А. В. Проектирование схем электроустановок: Учебное пособие для вузов — 2-е изд., стереот.- М.:Издательский дом МЭИ, 2066;288 с.
6. Правила Устройства Электроустановок (ПУЭ), изд. 7-е. М.: НТЦ «ЭНАС», 2003.
7. Шебес М. Р. Задачник по теории линейных электрических цепей: Учеб. Пособие, 3-е изд., перераб. и доп. — М.: Высш. Школа, 1982.-488 с., ил.
Приложение
Чертежи схем подстанций Рисунок А.1 — Кольцевая схема
Рисунок А.2 — Смешанная схема2
Рисунок А.3 — Смешанная схема3