Проектирование электрической сети района

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Выбор варианта электроснабжения ЛЭП

Рис. 1.1 Карта-граф проектируемой сети

На основе приближенного технико-экономического оценивания выбираем две схемы для дальнейшего анализа и проработки:

При выборе вариантов необходимо руководствоваться следующими соображениями:

Передача энергии к источникам питания к пунктам потребления должна производиться по наикратчайшему пути;

Суммарная стоимость сооружаемых ЛЭП должна быть наименьшей что приближенно можно оценивать по суммарной протяженности ЛЭП;

Выбранные варианты должны быть технически сопоставимыми и взаимозаменяемыми, т.е. обеспечивающими требуемую передачу мощности в нормальных и послеаварийных режимах.



Рис. 1.2 Магистрально-радиальная схема

напряжение трансформатор электропередача подстанция

Рис 1.3 Кольцевая схема

2. Выбор номинальных напряжений сооружаемых ЛЭП

Номинальное напряжение электрической сети существенно влияет на технико-экономические показатели и технические характеристики сети.

Основными факторами, определяющими уровень номинального напряжения отдельных линий, является передаваемая мощность (пропускная способность) и длинна электропередачи. Опыт проектирования позволяет оценить экономические обоснованное напряжение если известны передаваемая активная мощность на одну цепь и длинна линии.

Определим длину линии , км:

=

= = 53,15 км

Определим длину линии , км:

=

=

= = 36,66 км

Определим длину линии , км:

=

=

= = 48,27 км

Определим длину линии , км:

=

=

= = 17,89 км

Определим потоки активной и реактивной мощности в магистрально-радиальной схеме.

Определим поток активной мощности , МВт:

= (2.1)

=55 МВт

Определим поток активной мощности , МВт:

= (2.2)

=15 МВт

Определим поток активной мощности , МВт:

= (2.3)

=100+40+15=155 МВт

Определим поток реактивной мощности , МВАр:

= (2.4)

=40 МВАр

Определим поток реактивной мощности , МВАр:

= (2.5)

=10 МВАр

Определим поток реактивной мощности , МВАр:

=++ (2.6)

=80+30+10

=120 МВАр

Определим потоки активной и реактивной мощности в кольцевой схеме.

Для этого предварительно кольцевая сеть превращается в сеть с двусторонним питанием путем размыкания в узле питания 1 (рис. 2.1).

1 2 3

Рис. 2.1

Приближенность потока распределения заключается в том, что вычисления производятся не по полным (Z) сопротивлениям участков сети, а по их длинам ().

Определим поток активной мощности , МВт:

= (2.7)

=

Определим поток активной мощности , МВт:

=+

=- (2.8)

= 22,22 - 15 = 7,22 МВт

Определим поток активной мощности , МВт:

+=

=- (2.9)

= 40 - 7,22 = 32,78 МВт

Определим поток реактивной мощности , МВАр

= (2.10)

= = 16 МВАр

Определим поток реактивной мощности , МВАр:

=+

=- (2.11)

=16 - 10 = 6 МВАр

Определим поток реактивной мощности , МВАр:

+=

=- (2.12)

= 30 - 6 = 24 МВАр

Определим номинальное напряжение на участках сети.

Определим номинальное напряжение участка 0-1, кВ

= 4,34 * (2.13)

Определим номинальные напряжения на участках магистрально-радиальной сети.

Определим номинальное напряжение участка 1-2, кВ:

(2.14)



Определим номинальное напряжение участка 2-3, кВ:

(2.15)

Определим номинальные напряжения на участках кольцевой сети.

Определим номинальное напряжение участка 1-2, кВ:

(2.16)

Определим номинальное напряжение участка 1-3, кВ:

(2.17)

Определим номинальное напряжение участка 2-3, кВ:

(2.18)

3. Определение сечений проводов сооружаемых ЛЭП

Критерием для выбора сечений проводов является минимум приведенных затрат. В практике проектирования линий сечения проводов выбираются по нормируемым обобщенным показателям. В настоящее время за такие показатели приняты экономические токовые интервалы для воздушных линий разных напряжений и марки провода с учетом унификации конструкций ВЛ.

Определим максимальный ток в каждой цепи линии в нормальном режиме.

Определим максимальный ток в цепи 0-1 в нормальном режиме, кА:

, где (3.1)

S_0-1 - Полная мощность участка 0-1, МВА;

U_ном - Номинальное напряжение цепи.

Определим максимальные токи в цепях магистрально-радиальной схемы в нормальном режиме.

Определим максимальный ток в цепи 1-2 в нормальном режиме, кА:

(3.2)

Определим максимальный ток в цепи 2-3 в нормальном режиме, кА:

(3.3)



Определим максимальные токи в цепях кольцевой схемы в нормальном режиме.

Определим максимальный ток в цепи 1-2 в нормальном режиме, кА:

(3.4)

Определим максимальный ток в цепи 1-3 в нормальном режиме, кА:

(3.5)

Определим максимальный ток в цепи 2-3 в нормальном режиме, кА:

(3.6)

Определим расчетную токовую нагрузку линий и выберем сечение проводов.

Определим расчетную токовую нагрузку линии 0-1 и выберем сечение провода:

, где (3.7)

I_{max 0-1} - максимальный ток в цепи 0-1 в нормальном режиме;

б_i - коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии:

б_i=1,05

б_T - коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии и вероятность ее попадания в максимум нагрузки энергосистемы:

б_T=1,1

Выбираем провод АС-240/32. Выбираем 2 одноцепные ЛЭП на железобетонных опорах.

Определим расчетную токовую нагрузку линий магистрально-радиальной схемы и выберем сечение проводов.

Определим расчетную токовую нагрузку линии 1-2 и выберем сечение провода:

(3.8)

Выбираем провод АС-150/19. Выбираем двухцепные ЛЭП на железобетонных опорах.

Определим расчетную токовую нагрузку линии 2-3 и выберем сечение провода:

(3.9)

Выбираем провод АС-70/11. Выбираем двухцепные ЛЭП на железобетонных опорах.

Определим расчетную токовую нагрузку линий кольцевой схемы и выберем сечение проводов.

Определим расчетную токовую нагрузку линии 1-2 и выберем сечение провода:

(3.10)

Выбираем провод АС-185/24. Выбираем одноцепные ЛЭП на железобетонных опорах.

Определим расчетную токовую нагрузку линии 1-3 и выберем сечение провода:

(3.11)

Выбираем провод АС-150/19. Выбираем одноцепные ЛЭП на железобетонных опорах.

Определим расчетную токовую нагрузку линии 2-3 и выберем сечение провода:

(3.12)

Выбираем провод АС-120/19. Выбираем одноцепные ЛЭП на железобетонных опорах.

Проверка проводов по условию нагрева в послеаварийном режиме.

Под послеаварийным режимом линии следует понимать режим, при котором токовая нагрузка возрастает вследствие отключения второй цепи (при двухцепной ЛЭП), либо смежного участка ЛЭП (при кольцевой сети).

Проверим провода участка 0-1:

Условия проверки:

I_доп ?I_ав, где

I_ав=2*I_max (3.13)

I_{ав 0-1}=2*257=514 А

605?514

Выбираем провод АС-240/32.

605?514

Проверим провода участков магистрально-радиальной схемы.

Проверим провода участка 1-2:

Условия проверки:

I_доп ?I_ав, где

I_ав=2*I_max (3.14)

I_{ав 1-2}=2*178=356 А

520?356

Проверим провода участка 2-3:

Условия проверки:

I_доп ?I_ав, где

I_ав=2*I_max (3.15)

I_{ав 2-3}=2*47=94 А

450?94

Проверим провода участков кольцевой схемы.

Проверим провод участка 1-2:

Условия проверки:

I_доп ?I_ав, где

(3.16)

520?357

Выбираем провод АС-185/24

520?357

Проверка провода участка 1-3 проводится аналогично проверке участка 1-2.

520?357

Выбираем провод АС-185/24

520?357

Проверим провод участка 2-3:

Условия проверки:

I_доп ?I_ав, где

(3.17)

390?263

Выбираем провод АС-120/19

390?263

Найдем погонные параметры и рассчитаем параметры схем замещения ЛЭП.

Рассчитаем активное сопротивление линии 1-2:

(3.18)



Рассчитаем реактивное сопротивление линии 1-2:

(3.19)

Рассчитаем зарядную мощность линии 1-2:

(3.20)

Таблица 3.1

ЛЭП	Удельные параметры	Эквивалентные параметры схемы замещения
	r0, Ом/км	x0, Ом/км	b0, См/км*10-6	Rл, Ом	Xл, Ом	Bл, См*10-6
0-1 (2)	0,118	0,435	2,604	3,13	11,56	276,8
1-2 (2)	0,159	0,413	2,747	2,91	7,57	201,4
2-3 (2)	0,422	0,444	2,547	3,77	3,97	23,02

Рассчитаем параметры кольцевой схемы и занесем их в таблицу 3.2.

Рассчитаем активное сопротивление линии 2-3:

(3.21)

Рассчитаем реактивное сопротивление линии 2-3:

(3.22)

Рассчитаем зарядную мощность линии 2-3:

(3.23)

Таблица 3.2

ЛЭП	Удельные параметры	Эквивалентные параметры схемы замещения
	r0, Ом/км	x0, Ом/км	b0, См/км*10-6	Rл, Ом/км	Xл, Ом/км	Bл, См*10-6
0-1 (2)	0,118	0,435	2,604	3,13	11,56	276,8
1-2 (1)	0,159	0,413	2,747	5,83	15,14	100,7
1-3 (1)	0,159	0,413	2,747	7,67	19,94	132,6
2-3 (1)	0,244	0,427	2,658	4,36	7,64	47,55

4. Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях

На подстанциях 2 и 3 распределительная сеть предполагается на напряжение 110 кВ. Поэтому для узла связи (подстанция 1) выбираются автотрансформаторы. Так как на всех подстанциях проектируемой сети имеются потребители I и II категории, то число трансформаторов (автотрансформаторов) принимаем равным двум. Мощности трансформаторов выбираем по нагрузке пятого года эксплуатации.

Единичная мощность трансформатора выбирается из условия:

, где (4.1)

n_T - количество установленных трансформаторов (n_T=2);

S_max - нагрузка потребителей подстанции в максимальном режиме;

K_I,II - коэффициент, учитывающий потребителей I и II категорий (K_I,II=0,75);

K_ав - допустимый коэффициент перегрузки трансформатора в аварийных случаях по ГОСТ 14209-85 (K_ав=1,4)

Единичная мощность трансформатора первой подстанции:

(4.2)

Выбираем автотрансформатор АТДЦТН-125000/220/110

Единичная мощность трансформатора второй подстанции:

(4.3)

Выбираем трансформатор ТРДН-40000/110

Единичная мощность трансформатора третьей подстанции:

(4.4)

Выбираем трансформатор ТДН-10000/110

Характеристики и схемы замещения.

Таблица 4.1

Тип	S, МВА	Пределы регулирования	Каталожные данные	Расчетные данные
			Uном, кВ	Uк,%	ДPк, кВт	ДPх, кВт	Iх,%	R, Ом	X, Ом	ДQх, кВАр
			ВН	НН
ТДН-10000/110	10	±9х1,78%	115	11	10,5	60	14	0,7	7,95	139	70
ТРДН-40000/110	40	±9х1,78%	115	10,5-10,5	10,5	172	36	0,65	1,4	34,7	260

5. Расчет режима максимальных нагрузок

Расчет выполняется с целью определения допустимости режимов напряжений узлов и определения суммарных потерь мощности для последующего вычисления затрат.

Режим мощностей (магистрально-радиальная схема)

Делаем допущение - все U_i=U_ном ЛЭП.

Определим суммарные потери мощности на участке схемы от третьего потребителя до точки 4^|.

Определим потерю мощности на высокой стороне третьего трансформатора, МВА:

S₃^|=S₃

S₃=15+j10 МВА

Определим потерю мощности внутри трансформатора, МВА:

ДS_T3= ДP_T3+jДQ_T3, где (6.1)

(6.2)

 (6.3)

ДS_T3= 0,107+j1,87 МВА

Определим потерю мощности с учетом потерь внутри трансформатора, МВА:

S_T3= S₃^|+ ДS_T3 (6.4)

S_T3= 15,107+ j11,87 МВА

Определим потери холостого хода в трансформаторе, МВА:

ДS_Х3=2*(ДР_Х3+jДQ_Х3) (6.5)

ДS_Х3=2*(0,014+j0,07)=0,028+ j0,14 МВА

Определим потерю мощности на входе трансформатора, МВА

S₃^В= S_T3+ ДS_Х3 (6.6)

S₃^В= 15,135+ j12,01 МВА

Определим потерю мощности за счет зарядной мощности, МВАр:

Q_C23^||= Q_C23^|= U₃²*B₂₃/2 (6.7)

Q_C23^||= Q_C23^|= 110²*11,51*10^-6=0,139 МВАр

Определим потерю мощности в линии за счет зарядной мощности, МВА:

S₂₃^||= S₃^В- jQ_C23^|| (6.8)

S₂₃^||= 15,135+ j(12,01-0,139)=15,135+ j11,871 МВА

Определим потерю мощности внутри линии, МВА:

ДS₂₃= ДP₂₃+jДQ₂₃, где (6.9)

(6.10)

(6.11)

ДS₂₃= 0,115+j0,121 МВА

Определим потерю мощности в линии с учетом потерь внутри линии, МВА:

S₂₃^|= S₂₃^||+ ДS₂₃ (6.12)

S₂₃^|= 15,25+ j11,99 МВА

Определим потерю мощности в линии за счет зарядной мощности, МВА:

S₂₃= S₂₃^|- jQ_C23^| (6.13)

S₂₃= 15,25+ j(11,99-0,139)=15,25+ j11,85 МВА

Определим суммарные потери мощности на участке схемы от второго потребителя до точки 2.

Определим потерю мощности на высокой стороне второго трансформатора, МВА:

S₂^|=S₂

S₂=40+j30 МВА

Определим потерю мощности внутри трансформатора, МВА:

ДS_T2= ДP_T2+jДQ_T2, где (6.14)

(6.15)

(6.16)

ДS_T2= 0,145+j3,585 МВА

Определим потерю мощности с учетом потерь внутри трансформатора, МВА:

S_T2= S₂^|+ ДS_T2 (6.17)

S_T2= 40,145+ j33,585 МВА

Определим потери холостого хода в трансформаторе, МВА:

ДS_Х2=2*(ДР_Х2+jДQ_Х2) (6.18)

ДS_Х2=2*(0,036+j0,26)=0,072+ j0,52 МВА

Определим потерю мощности на входе трансформатора, МВА

S₂^В= S_T2+ ДS_Х2 (6.19)

S₂^В= 40,217+ j34,105 МВА

Определим потерю мощности в линии, МВА

S₁₂^||| = S₂^В+ S₂₃

S₁₂^||| = 55,467 + j45,955

Определим потерю мощности за счет зарядной мощности, МВАр:

Q_C12^||= Q_C12^|= U₂²*B₁₂/2 (6.20)

Q_C12^||= Q_C12^|= 110²*100,7*10^-6=1,22 МВАр

Определим потерю мощности в линии за счет зарядной мощности, МВА:

S₁₂^||= S₂^В- jQ_C12^|| (6.21)

S₁₂^||= 40,217+ j(34,105-1,22)=40,217+ j32,885 МВА

Определим потерю мощности внутри линии, МВА:

ДS₁₂= ДP₁₂+jДQ₁₂, где (6.22)

(6.23)

(6.24)

ДS₁₂= 0,65+j1,69 МВА

Определим потерю мощности в линии с учетом потерь внутри линии, МВА:

S₁₂^|= S₁₂^||+ ДS₁₂ (6.25)

S₁₂^|= 40,87+ j34,575 МВА

Определим потерю мощности в линии за счет зарядной мощности, МВА:

S₁₂ = S₁₂^| - jQ_C12^| (6.26)

S₁₂= 40,87+ j(34,575-1,22)=40,87+ j33,355 МВА

Определим суммарные потери мощности на стороне среднего напряжения автотрансформатора.

Определим потерю мощности на средней стороне автотрансформатора, МВА:

S₄^|= S₁₂ (6.27)

S₄^|= 40,87+ j33,355 МВА

Определим потерю мощности внутри средней стороны автотрансформатора, МВА:

ДS_с= ДP_с+jДQ_с, где (6.28)

(6.29)

 (6.30)

ДS_с= 0,03+j0 МВА

Определим потерю мощности с учетом потерь внутри средней стороны автотрансформатора, МВА:

S₄^||= S₄^|+ ДS_c (6.31)

S₄^||= 40,9+ j33,355МВА

Определим суммарные потери мощности на стороне низкого напряжения автотрансформатора.

Определим потерю мощности на низкой стороне автотрансформатора, МВА:

S₆= S₁ (6.32)

S₆= 100+j80 МВА

Определим потерю мощности внутри низкой стороны автотрансформатора, МВА:

ДS_н= ДP_н+jДQ_н, где (6.33)

(6.34)

(6.35)



ДS_н= 0,54+j22,2 МВА

Определим потерю мощности с учетом потерь внутри низкой стороны автотрансформатора, МВА:

S₆^|= S₆+ ДS_н (6.36)

S₆^|= 100,54+ j102,2 МВА

Определим суммарные потери мощности на стороне высокого напряжения автотрансформатора и в линии 0-1.

Определим потерю мощности на высокой стороне автотрансформатора, МВА:

S₅=S₄^||+S₆^| (6.37)

S₅=141,44+j135,56 МВА

Определим потерю мощности внутри высокой стороны автотрансформатора, МВА:

ДS_в= ДP_в+jДQ_в, где (6.38)

(6.39)

(6.40)

ДS_в= 0,206+j19,43 МВА

Определим потерю мощности с учетом потерь внутри высокой стороны автотрансформатора, МВА:

S₅^|= S₅+ ДS_в (6.41)

S₅^|=141,65 + j154,99 МВА

Определим потери холостого хода в автотрансформаторе, МВА:

ДS_Х1=2*(ДР_Х1+jДQ_Х1) (6.42)

ДS_Х1=2*(0,065+j0,625)=0,13+ j1,25 МВА

Определим потерю мощности на входе автотрансформатора, МВА

S₁= S₅^|+ ДS_Х1 (6.43)

S₁= 141,78+ j156,24 МВА

Определим потерю мощности за счет зарядной мощности, МВАр:

Q_C01^||= U₁²*B₀₁/2 (6.44)

Q_C01^||= 220²*138,4*10^-6=6,7 МВАр

Определим потерю мощности в линии за счет зарядной мощности, МВА:

S₀₁^|||= S₁- jQ_C01^|| (6.45)

S₀₁^|||= 141,78+ j(156,24-6,7)= 141,78+ j149,54 МВА

Определим потерю мощности внутри линии, МВА:

ДS₀₁= ДP₀₁+jДQ₀₁, где (6.46)

 (6.47)

(6.48)

ДS₀₁= +j МВА

Определим потерю мощности в линии с учетом потерь внутри линии, МВА:

S₀₁^||= S₀₁^|||+ ДS₀₁ (6.49)

S₀₁^||= 144,53+ j159,68 МВА

Определим потерю мощности за счет зарядной мощности, МВАр:

Q_C01^|= U₀²*B₀₁/2 (6.50)

Q_C01^|= 242²*138,4*10^-6=8,1 МВАр

Определим потерю мощности в линии за счет зарядной мощности, МВА:

S₀₁= S₀₁^||- jQ_C01^| (6.51)

S₀₁= 144,53+ j(j159,68-8,1)= 144,53+ j151,58 МВА.

7. Баланс реактивной мощности

Необходимо сопоставить суммарную потребляемую реактивную мощность электрической сети с располагаемой реактивной мощностью электростанции. Сопоставление суммарной потребляемой реактивной мощности с располагаемой мощностью пункта питания (0) позволяет сделать вывод о потребности в установке компенсирующих устройств необходимой мощности в проектируемой сети, размещение которых производится с учетом следующих рекомендаций:

- Компенсирующие устройства устанавливать на наиболее мощных и удаленных подстанциях;

- Избегать трансформации больших потоков мощности.

Найдем располагаемую мощность, МВАр:

Q₀^расп =P₀^ф*tg ц₀ (7.1)

Q₀^расп =144,53*0,48=69,37 МВАр

Найдем реактивную мощность, которую необходимо компенсировать, МВАр:

Q_ку=Q₀^ф-Q₀^расп (7.2)

Q_ку=151,58-69,37=82,21 МВАр

В качестве компенсирующего устройства выбираем 2 синхронных компенсатора КСВБ-50-11 (компенсатор синхронный с водородным охлаждением и безщеточным возбуждением).

Размещено на Allbest.ru

...