Районная электрическая сеть

Размещено на http://www.allbest.ru/

Казанский национальный исследовательский технологический университет

Кафедра электротехники и энергообеспечения предприятий

Дипломный проект

на тему: Районная электрическая сеть

по специальности: Энергообеспечение предприятий

Студент:

Атарский Е.А.

Нижнекамск, 2013 год

ВВЕДЕНИЕ

Уровень развития энергетики и электрификации в наиболее обобщенном виде отражает достигнутый технико-экономический потенциал любой страны. Энергетика обеспечивает электроэнергией и теплом промышленные предприятия, сельское хозяйство, транспорт, коммунально-бытовые нужды городов, рабочих и сельских поселков. Электрификация оказывает определяющее влияние на развитие всех отраслей народного хозяйства, она является стержнем развития экономики страны.

Основными поставщиками электроэнергии и тепла для народного хозяйства являются энергетические системы. Энергосистема-это совокупность электростанций, электрических и тепловых сетей, а также установок потребителей электроэнергии и тепла, связанных общностью режимов производства, распределения и потребления энергии и тепла. Энергосистемы охватывают все большие площади и в связи с этим как бы рассредоточиваются по территории. Так же современная тенденция развития энергосистем - это увеличение единичной мощности энергоблоков и укрупнение подстанций, рост номинальных напряжений и повышение пропускной способности электросетей. Существенное влияние на современное развитие энергосистем оказывают все возрастающие требование к ограничению неблагоприятных воздействий энергетических объектов на окружающую среду. Часть энергосистемы, включающая в себя электростанции, электрические сети (линии электропередачи и преобразовательные подстанции) и установки потребителей электрической энергии, составляют электрическую систему. Которая должна отвечать следующим основным требованиям:

1. Рабочая мощность электростанций (текущее значение) должна соответствовать спросу потребителей электроэнергии (включая потери в сетях и расход на собственные нужды), изменяющемуся непрерывно в течение суток и года;

2. Надежность электроснабжения должна соответствовать экономически оправданным требованиям потребителей;

3. Качество поставляемой электроэнергии должно соответствовать установленным нормам;

4. Себестоимость электроэнергии, выработанной и доставленной потребителям, должна быть возможно более низкой.

1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Электрическая сеть сооружается в Республике Татарстан. Питание района электроэнергией будет осуществляться от шин 220 или 110 кВ п/ст, работающей в составе электроэнергетической системы. При максимальной (ГРЭС, п/ст) нагрузке электроэнергетической системы обеспечивается полная выдача всей необходимой для питания потребителей активной мощности, а также 60МВАр реактивной мощности. На шинах источника питания района в режимах максимальных нагрузок обеспечивается напряжение, равное 111%, а в режимах минимальных нагрузок - 98% от номинального. Значение нагрузок пунктов и состав потребителей по категориям требований к надежности электроснабжения приведены ниже.

1.1 ВЫБОР рациональной СХЕМы сети

1.2 ОПРЕДЕЛЕНИЕ СУММАРНОЙ ДЛИНЫ ЛИНИЙ

L (А-3) = 30 км;

L (А-1) = 53 км;

L (А-5) = 55 км;

L (А-2) = 60 км;

L (А-4) = 30 км;

L (2-4) = 33 км;

L (2-5) = 24 км;

L (5-1) = 35 км;

L (5-4) = 35 км;

L (5-3) = 50 км;

L (1-3) = 30 км.

L = (А - 3) * 2 + (А - 1) * 2 + (А - 5) * 2 + (А - 2) * 2 + (А - 4) * 2 = 30 * 2 + 53 * 2 + 55 * 2 + 60 * 2 + 30 * 2 = 60 + 106 + 110 + 120 + 60 = 456 км

L = (А - 3) * 2 + (А - 1) * 2 + (1 - 5) + (5 - А) + (А - 4) * 2 + (4 - 2) * 2 = 30 * 2 + 53 * 2 + 35 + 55 + 30 * 2 + 33 * 2 = 60 + 106 + 90 + 60 + 66 = 382 км

L = (А - 3) * 2 + (3 - 1 - 5) + (А - 4) * 2 + (4 - 2) * 2 = 30 * 2 + (30 + 35 + 50) + 30 * 2 + 33 * 2 = 60 + 115 + 60 + 66 = 301 км

L = (А - 3 - 1) + (А - 4) * 2 + (4 - 5 - 2) = (55 + 30 + 30) + 30 * 2 + (33 + 24 + 35) = 115 + 60 + 92 = 267 км

L = (А - 5) * 2 + (5 - 3 - 1) + (5 - 4 - 2) = 55 * 2 + (23 + 33 + 35) + (35 + 30 + 50) = 110 + 206 = 316 км

L = (2 - 5) * 2 + (5 - 1) * 2 + (А - 5) * 2 + (А - 3) * 2 + (А - 4) * 2 = 24 * 2 + 35 * 2 + 55 * 2 + 30 * 2 + 30 * 2 = 48 + 70 + 110 + 120 = 348 км

2. ВЫБОР НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ

Выбор номинального напряжения, электрической сети, ее схемы, образуемая линиями электропередачи - эти фундаментальные характеристики определяют капиталовложения и расходы по эксплуатации электрической сети, и поэтому их комплекс должен отвечать требованиям экономической целесообразности. При этом следует учитывать, что указанные характеристики и параметры сети находятся в тесной технико-экономической взаимосвязи. Так изменение схемы сети может повлечь необходимость изменений не только сечения проводов воздушных линий и схем подстанций, но и изменения ее номинального напряжения. Для этого может, применено эмпирическое расчетное выражение экономически целесообразного номинального напряжения, кВ.

Где:

L - длина ЛЭП, км;

P - передаваемая активная мощность, МВт.

Для расчетов предварительно выбираем два варианта.

2.1 Выбор номинального напряжения для I варианта

Для кольцевой цепи 3 - 5 - 1 - 3:

Тогда напряжение:

Для кольцевой цепи 3 - 5 - 1 - 3 по полученным результатам расчета экономически целесообразного номинального напряжения выбираю напряжение 110 кВ.

Для радиальной цепи 9 - А - 6 - 2:

- по одной линии

- по одной линии

- по одной линии

Тогда напряжение:

Для радиальной цепи 3 - А - 4 - 2 по полученным результатам расчета экономически целесообразного напряжения выбираю напряжение 110 кВ.

2.2 Выбор номинального напряжения для II варианта

Для кольцевой цепи А - 1 -3 - А:



Тогда напряжение:

Для кольцевой цепи А - 1 - 3 - А по полученным результатам расчета экономически целесообразного номинального напряжения выбираю напряжение 110 кВ. Раскладываем кольцевую цепь на цепь с двумя источниками питания 4 - 2 - 5 - 4:

Для кольцевой цепи 4 - 2 - 5 - 4 по полученным результатам расчета экономически целесообразного номинального напряжения выбираю напряжение 110 кВ.

Тогда напряжение:

Для радиальной цепи А - 6:

- по одной линии

Тогда напряжение:

.

Для радиальной цепи А - 4 по полученным результатам расчета экономически целесообразного напряжения выбираю напряжение 110 кВ.

3. ПОТРЕБЛЕНИЕ АКТИВНОЙ И БАЛАНС РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В ПРОЕКТИРУЕМОЙ СЕТИ

Потребление активной мощности в проектируемой сети в период наибольших нагрузок слагается из заданных нагрузок в пунктах потребления электроэнергии и потерь мощности в линиях, понижающих трансформаторах и автотрансформаторах.

Источниками активной мощности в электроэнергетических системах являются электрические станции. Установленная мощность генераторов электростанций должна быть, чтобы покрыть все требуемые нагрузки с учетом потребителей собственных нужд станций и потерь мощности в элементах сети, а также обеспечить необходимый резерв мощности в системе.

Наибольшая суммарная активная мощность, потребляемая в проектируемой сети, составляет:

Где:

- наибольшая активная нагрузка подстанции i, i = 1,2….n;

= 0,95 - коэффициент одновременности наибольших нагрузок подстанций;

= 0,05 - суммарные потери мощности в сети в долях от суммарной нагрузки подстанций.

МВт.

.

Находим наибольшую суммарную реактивную мощность:

Находим наибольшую суммарную полную мощность:

Для комплексной оценки потерь реактивной мощности в трансформаторах и автотрансформаторах можно принять, что при каждой трансформации напряжения потери реактивной мощности составляют приблизительно 10% от передаваемой через трансформатор полной мощности:

Где:

= 1 - количество трансформаций напряжения от источника до потребителей в i - м пункте сети.

Суммарная наибольшая реактивная мощность, потребляемая с шин электростанций или районной подстанции, являющихся источниками питания для проектируемой сети может быть оценена по выражению:

Где:

- наибольшая реактивная нагрузка узла i, i = 1,2….n;

= 0,98 - коэффициент одновременности наибольших реактивных нагрузок потребителей;

- суммарные потери реактивной мощности в трансформаторах и авто трансформаторах.

.

4. ВЫБОР ТИПА, МОЩНОСТИ И МЕСТО УСТАНОВКИ КОМПЕНСИРУЮЩИХ УСТРОЙСТВ

Полученное значение суммарной потребляемой реактивной мощности сравнивается с указанным на проект значением реактивной мощности:

cosц = 0,93 - коэффициент мощности на подстанции «А».

При проектируемой сети должны быть установлены КУ, суммарная мощность которых определяется из выражения:

104,180МВар > 47МВар;

.

На каждой подстанции должны быть установлены конденсаторные батареи мощностью:

(1)

Компенсация реактивной мощности оказывает существенное влияние на экономические показатели функционирования электрической сети, так как позволяет снизить потери активной мощности и электроэнергии в элементах сети. При выполнении норм экономически целесообразной компенсации реактивной мощности у потребителей на шипах НН подстанций должен быть доведен до значения .

(2)

Следуя указаниям, для сети 6-20 кВ, присоединенной к шинам подстанций с высшим напряжением 35, 110-150 и 220-330 кВ, базовый экономический коэффициент реактивной мощности принимается равным соответственно 0,25; 0,3; 0,4.

Находим мощность конденсаторных батарей согласно формуле (1):

Окончательное решение о необходимости конденсаторных батарей на каждой из подстанций принимается по большей из величин вычисляемых по выражениям (1) и (2). Тип и количество КУ сводим в таблицу.

Таблица:

№ узла	Число КУ	Тип КУ	Q/к,i , МВар	Qki - Q/ki, МВар
1	4 2	УКЛ - 10.5 - 3150УЗ УКЛ - 10.5 - 1350УЗ	15,3	0,6
2	4 2	УКЛ - 10.5 - 900УЗ УКЛ - 10.5 - 2700УЗ	9	- 0,5
3	2 2	УКЛ - 10.5 - 2700УЗ УКЛ - 10.5 - 1800УЗ	9	- 0,45
4	4 2	УКЛ - 10.5 - 2250УЗ УКЛ - 10.5 - 450УЗ	9,9	- 0,35
5	4 2	УКЛ - 10.5 - 2700УЗ УКЛ - 10.5 - 450УЗ	11,7	- 0,04

Находим реактивную мощность, потребляемую в узлах из системы с учетом компенсирующих устройств:

Находим полную мощность с учетом компенсирующих устройств:

5. ВЫБОР СЕЧЕНИЯ ПРОВОДОВ ВЛ 110 кВ

Сечения проводников электрической сети выбираются в зависимости от потока мощности, передаваемой по отдельным участкам линий электропередач. Сечения воздушных ЛЭП должны, как правило, укладываться в диапазон:

50 - 150 мм² - при напряжении 35 кВ;

70 - 240 мм² - при 110 кВ;

240 - 400 мм² - при 220 кВ.

Следует помнить, что по условиям короны существуют ограничения по минимальному сечению для воздушных ЛЭП напряжением выше 35 кВ.

- для одно цепной линии

- для двух цепной линии

Где:

б_i = 1,05;

б_t = 1;

U_ном = 110кВ.

Выбор мощности S_i для I варианта:

Для кольцевой цепи 3 - 5 - 1 - 3:

Для радиальной цепи 9 - А - 6 - 2:

- по одной линии

- по одной линии

- по одной линии

Полученные данные сводим в таблицу:

Таблица:

Линия	3 - 5	5 - 1	1 - 3	А - 3	А - 4	4 - 2
Si, МВА	22,8	0,9	42,5	40,77	21,42	8,94
Ip,i , А	125,6	5	234	112,3	59	24,6

Сечение проводов ВЛ 110 кВ выбираются в зависимости от напряжения, расчетной токовой нагрузки, района по гололеду. Выбранные проводники представлены в таблице:

Линия	3 - 5	5 - 1	1 - 3	А - 3	А - 4	4 - 2
Провод	АС - 120	АС - 120	АС - 120	АС - 120	АС - 120	АС - 120

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

I_P.H ? I_ДОП.

- для одно цепной линии

- для двух цепной линии

Рассмотрим на примере, а остальные расчеты сведем в таблицу:

Таблица:

Линия	3 - 5	5 - 1	1 - 3	А - 3	А - 4	4 - 2
Sав, МВА	61,82	59,62	19,71	81,53	46,9	17,88
Провод	АС - 120	АС - 120	АС - 120	АС - 120	АС - 120	АС - 120
IP.H ,А	340,7	328,6	108,6	224,7	129,23	49,3
Iдоп, А	375	375	375	375	375	375

Выбор мощности SI для варианта:

Для кольцевой цепи А - 1 -3 - А:



Для кольцевой цепи 4 - 2 - 5 - 4:

Для радиальной цепи А - 6.

 - по одной линии

Полученные данные сводим в таблицу:

Таблица:

Линия	А - 1	1 - 3	3 - А	А - 4	4 - 2	2 - 5	5 - 4
Si, МВА	26	15,1	37,7	32,4	18,9	15,12	20,9
Ip,i , А	143,3	83,22	207,77	89,3	52,1	41,66	115,2

Сечение проводов ВЛ 110 кВ выбираются в зависимости от напряжения, расчетной токовой нагрузки, района по гололеду. Выбранные проводники представлены в таблице:

Таблица:

Линия	А - 1	1 - 3	3 - А	А - 4	4 - 2	2 - 5	5 - 4
Провод	АС - 120	АС - 120	АС - 185	АС - 120	АС - 150	АС - 120	АС - 120

Выбранное сечение провода должно быть проверенно по допустимой токовой нагрузке по нагреву: I_P.H ? I_ДОП. Рассмотрим аварийный режим: обрыв одной линии:

 - для одно цепной линии

- для двух цепной линии

Рассмотрим на примере, а остальные расчеты сведем в таблицу:

Таблица:

Линия	А - 1	1 - 3	3 - А	А - 4	4 - 2	2 - 5	5 - 4
Sав, МВА	60	19,71	60	64,8	39,8	17,88	39,8
Провод	АС - 120	АС - 120	АС - 185	АС - 120	АС - 150	АС - 120	АС - 120
IP.H ,А	330,66	108,62	330,66	178,56	219,34	98,54	219,34
Iдоп, А	375	375	510	375	450	375	375

6. ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ

Количество трансформаторов выбирается с учетом категорий потребителей по степени надежности. Так как по условию курсового проекта, на всех подстанциях имеются потребители 1 категории и , то число устанавливаемых трансформаторов должно быть не менее двух. В соответствии с существующей практикой проектирования и согласно ПУЭ мощность трансформаторов на понижающих подстанциях рекомендуется выбирать из условия допустимой перегрузки в послеаварийных режимах до 30% в течение 2 часов. Выбираем соответствующие типы трансформатора. Полная мощность ПС № 2 S₂=17,88МВА, поэтому на ПС № 2 необходимо установить два трансформатора мощностью . Аналогично выбираем для других ПС и сводим в таблицу:

Таблица:

№ ПС	Si , МВА	Кол - во	Тип трансформатора
2	17,88	2	ТРДН - 40000/110
5	21,91	2	ТРДН - 40000/110
4	24,96	2	ТРДН - 40000/110
1	31,91	2	ТРДН - 40000/110
3	19,71	2	ТРДН - 40000/110

Таблица:

ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Тип	Sном, МВА	Uном, кВ	Uк, %	ДPк, кВт	ДPх, кВт	Iх, %	Rт, Ом	Хт, Ом	ДQх, кВар
		ВН	НН
ТРДН - 40000/110	40	115	6,3; 10,5	10,5	172	36	0,65	1,4	34,7	260

На каждой ПС выбираем по 2 трансформатора, это связано с тем, что Р_нагр больше 10МВт.

7. Выбор схем электрических подстанций

Основные требования к главным схемам электрических соединений:

- схема должна обеспечивать надежное питание присоединенных потребителей в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах в соответствии с категориями нагрузки с учетом наличия или отсутствия независимых резервных источников питания;

- схема должна обеспечивать надежность транзита мощности через подстанцию в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах в соответствии с его значением для рассматриваемого участка сети;

- схема должна быть по возможности простой, наглядной, экономичной и обеспечивать средствами автоматики восстановление питания потребителей в послеаварийной ситуации без вмешательства персонала;

- схема должна допускать поэтапное развитие РУ с переходом от одного этапа к другом;

- без значительных работ по реконструкции и перерывов в питании потребителей;

- число одновременно срабатывающих выключателей в пределах одного РУ должно быть не более двух при повреждении линии и не более четырех при повреждении трансформатора.

Одним из важнейших принципов построения сети, обеспечивающих требования надежности и минимума приведенных затрат, является унификация конструктивных решений по подстанциям.

Наибольший эффект может быть достигнут при унификации наиболее массовых подстанций, являющихся элементами распределительной сети энергосистем.

Необходимым условием для этого является типизация главных схем электрических соединений, определяющих технические решения при проектировании и сооружения подстанций.

7.1 Применение схем распределительных устройств (РУ) на стороне ВН

Для I варианта:

Для ПС №5, и №1 выбирают схемы «мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий».

Для ПС №2, №4 выбирают схемы «два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий».

Для центра питания А и ПС №3 выбирают схему «одна рабочая секционированная выключателем система шин».



Для II варианта:

Выбирают «мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий».

7.2 Применение схем РУ 10 (6) кВ

Для I варианта и II варианта.

Применяют схемы - «две одиночные секционированные выключателями системы шин», так как на всех этих подстанциях установлены два трансформатора с расщепленной обмоткой НН.

8. Расчет технико-экономических показателей районной электрической сети

Определим суммарные капиталовложения (К) на сооружение ЛЭП (К_ЛЭП) и подстанций (К_ПС):

К=К_ЛЭП+К_ПС

К_ПС=К_ОРУ+К_ТР+К_{ПОСТ. ЗАТР}

Где:

К_ОРУ - капиталовложения на сооружение ОРУ;

К_ТР - капиталовложения на сооружение трансформаторов;

К_{ПОСТ.ЗАТР.} - постоянная часть затрат по подстанциям 35-1150 кВ.

Стоимость сооружения воздушных линий 110 кВ.

Для I варианта:

Для II варианта:

Где:

30 - коэффициент пересчета к ценам 1985 года.

Для I варианта:

Для II варианта:

Таблица:

№ ПС	2, 5, 4, 1, 3
Тип трансформаторов	ТРДН-40000/110
Стоимость трансформаторов, тыс. руб.	109



Для I варианта:

Для II варианта:

Для I варианта:

К = 119943+100038 = 219981 тыс. руб.

Для II варианта:

К = 116928+109860 = 226788 тыс. руб.

Определим объем реализованной продукции:

Где:

b - тариф отпускаемой электроэнергии (b?1,27 руб./кВт?ч);

- число часов использования максимальной нагрузки (= 4200 ч/год);

N - число подстанций.

Для I варианта и II варианта:

Так как электрическая сеть не продает электроэнергию, а лишь передает, т. е. транспортирует ее, необходимо в формуле по расчету объема реализованной продукции использовать не тариф отпускаемой электроэнергии, а тариф на транспорт электроэнергии, отсюда и появляется в формуле деление на 10. Определяем суммарные издержки:



Где:

- издержки на амортизацию.

Для I варианта:

Для II варианта:

Где:

- общие потери электроэнергии.

Для I варианта:

Где:

I_нбА-4 - наибольший ток, принимают равным I_рА-4, который был определен при выборе сечений проводов;

r_А-4 - активное сопротивление линии А-4;

ф - время наибольших потерь.

=часов

ДW_{ЛЭП А-4} =3?0,059²?(24,9?10^-2?30/2)?4765,44=177,989 кВт/ч;

ДW_{ЛЭП 4- 2} =3?0,0246²?(24,9?10^-2?33/2)?4765,44=39,158 кВт/ч;

ДW_{ЛЭП А-3} =3?0,1123²?(24,9?10^-2?30/2)?4765,44=676,359 кВт/ч;

ДW_{ЛЭП 3-5} =3?0,1256²?(24,9?10^-2?40)?4765,44=2788,497 кВт/ч;

ДW_{ЛЭП 5-1} =3?0,05²?(24,9?10^-2?28)?4765,44=332,246 кВт/ч;

ДW_{ЛЭП 3-1} =3?0,234²?(24,9?10^-2?40)?4765,44=5838,045 кВт/ч.

Для II варианта:

ДW_{ЛЭП А-4} =3?0,0893²?(24,9?10^-2?28/2)?4765,44=398,696 кВт/ч;

ДW_{ЛЭП 4- 2} =3?0,0521²?(24,9?10^-2?33)?4765,44=313,261 кВт/ч;

ДW_{ЛЭП 2-5} =3?0,04166²?(24,9?10^-2?24)?4765,44=142,391 кВт/ч;

ДW_{ЛЭП 4-5} =3?0,1152²?(24,9?10^-2?31)?4765,44=1471,317 кВт/ч;

ДW_{ЛЭП А-1} =3?0,1433²?(24,9?10^-2?55)?4765,44=4046,287 кВт/ч;

ДW_{ЛЭП 1-3} =3?0,08322²?(24,9?10^-2?30)?4765,44=747,555 кВт/ч;

ДW_{ЛЭП А-3} =3?0,20777²?(24,9?10^-2?30)?4765,44=4627,719 кВт/ч.

Определим налог на прибыль:

Н=0,22?* П

Где:

П - прибыль.

Для I варианта:

Для II варианта:

Величина чистой прибыли:

Для I варианта:

Для II варианта:

Определим срок окупаемости:

Для I варианта: .

Для II варианта: .

Если срок окупаемости выходит за пределы 10 лет, то исходные данные проектируемого варианта сети необходимо изменить.

Приведенные затраты определим по формуле:

Для I варианта:

Для II варианта:

Определив и проанализировав технико-экономические характеристики двух вариантов районных электрических сетей, выбираем наиболее экономичный и выгодный I вариант. Дальнейшие расчеты ведутся только для выбранного варианта РЭС.

9. Расчет режимов сети

9.1 Максимальный режим

9.1.1 Определение расчетной нагрузки ПС и расчет потерь в трансформаторах

Расчетная нагрузка ПС определяется по формуле:

Где:

- нагрузка i-ой ПС;

- потери полной мощности в трансформаторе;

- реактивные мощности, генерируемые в начале линии da и конце линии ab.

Емкостные мощности линий определяются по номинальным напряжениям:

Где:

- емкостные проводимости линий.

Для одно цепных линий емкостная проводимость определяется следующим образом:

Где:

- удельная емкостная проводимость линии;

- длина линии.

Для двух цепных линий:

Определим потери мощности в трансформаторе согласно:

Где:

k - количество одинаковых трансформаторов ПС;

- полная мощность i-ой ПС;

, , , - каталожные данные.

Потери полной мощности в трансформаторе:

Для ПС № 2 (2ЧТРДН - 40000/110):

Для ПС № 5 (2ЧТРДН - 40000/110):

Для ПС № 4 (2ЧТРДН - 40000/110):

Для ПС № 1 (2ЧТРДН - 40000/110):

Для ПС № 3 (2ЧТРДН - 63000/110):

Определим расчетные нагрузки соответствующих ПС:

9.1.2 Расчет перетоков мощностей с учетом потерь в линии

Рассмотрим кольцо 3-5-1-3 (см. рис.9.1). Определим полные сопротивления линий в табл.

Таблица:

Линия	Марка провода	zл = (r0 + јx0)Lл, Ом
3 - 5	АС - 120/19
5 - 1	АС - 120/19
1 - 3	АС - 120/19

С помощью выражения:

Определим приближенное потоков распределение в кольце (без учета потерь мощности), для соответствующих линий:



По первому закону Кирхгофа определим распределение полной мощности в линии 5-1:

Проведем расчет с учетом потерь мощности “разрежем” линию с двухсторонним питанием в узле 5 потоков раздела (рис.).

Нагрузки в узлах 5 и 5' равны:

Потери мощности в линии 3 - 5:

Мощность в начале линии 3-5:

Для линии 3-1:

Для линии 1-5:

Рассмотрим двух цепные линии.



Полное сопротивление линии А - 6:

;

Для линии 4 - 2:

Для линии А - 3:

;

9.1.3 Определение значения напряжения в узловых точках (в точках на стороне ВН) в максимальном режиме

Для ПС № 2:

Для ПС № 4:

Для ПС № 3:

Для ПС № 5:

Для ПС № 1:

9.1.4 Регулирование напряжения в электрической сети в максимальном режиме

Напряжение на шинах низкого напряжения приведенное к стороне высшего напряжения для трансформаторов с не расщепленными обмотками типа ТДН, ТД, ТДЦ, ТМН определяется по формуле:

Где:

- активная и реактивная мощности нагрузки в рассматриваемом режиме;

- активное и реактивное сопротивление трансформаторов.

На подстанциях 2,5,4,1 и 3 установлены трансформаторы с расщепленными обмотками, поэтому определяется по формуле:

Где

Где:

Используя выше приведенные формулы, определим соответствующие показатели для всех подстанций.

Для ПС № 2 (2ЧТРДН-40000/110):

Для ПС № 5 (2ЧТРДН-40000/110):

Для ПС № 4 (2ЧТРДН-40000/110):

Для ПС № 1 (2ЧТРДН-40000/110):

Для ПС № 3.

(2ЧТРДН-63000/110):

Ответвление регулируемой части обмотки, обеспечивающее желаемое напряжение на шинах низшего напряжения , определим по выражению:

Где:

?U_ОТВ - ступень регулирования напряжения.

Для ПС № 2:

, округляем n_отв,2 = - 2,1

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанций определим по формуле:

=

Рассчитаем отклонение напряжения на этих шинах от номинального напряжения ():

Для ПС № 5:

Округляем n_отв,5 = - 3

Для ПС № 4:

n_отв,6 = - 2,1

Для ПС № 1:

Округляем n_отв,7 = - 4

Для ПС № 3:

Результаты расчета запишем в таблицу.

Таблица:

№ ПС
2	116	- 2,07	- 2	11	10
5	114	- 3,02	- 3	11	10
4	116	- 2,07	- 2	11	10
1	113	- 3,4	- 4	11,1	11
3	114	-3,02	- 3	11	10

9.2 Послеаварийный режим

Рассмотрим обрыв линии 5 - 3 в треугольнике 3-5-1-3:

Определим расчетную мощность подстанции № 5:

Мощность в начале линии 1 - 5:

Потери мощности в линии 1 - 5 при обрыве линии 3 - 5:

Для линии 3 - 1:

Для линии А - 3:

Для линии А - 4:

Для линии 4- 2:

9.2.1 Определение значения напряжения в узловых точках в послеаварийном режиме

Напряжение в точках определяется, с учетом соответствующих линий:

9.2.2 РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ В ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ В ПОСЛЕАВАРИЙНОМ РЕЖИМЕ

Для ПС № 2:

Для ПС № 5:

Для ПС № 4:

Для ПС № 1:

Для ПС №3:

Результаты расчета запишем в таблицу.

Таблица:

№ ПС
2	114,3	- 2,86	- 3	11	10
5	113,2	- 3,34	- 3	11	10
4	115	- 2,6	- 3	11,1	11
1	111,3	- 4,3	- 4	11	10
3	113,3	- 3,3	- 3	11	10

10. Выбор оборудования для пС №2

10.1 СОСТАВЛЕНИЕ СХЕМЫ ЗАМЕЩЕНИЯ

При определении сопротивлений элементов эквивалентной схемы замещения за базисное условия приняты: S_б = 1000 МВ?А, за коэффициенты трансформации трансформаторов принимаем отношение этих же напряжений. Составляем схему замещения для ПС №2:

Базисное напряжение на I ступени: U_б1 = 10,5кВ.

Базисное напряжение на II ступени:

Базисные токи:

Система:

Сопротивление линии Л:

Сопротивление трансформатора Т:

Ток трехфазного КЗ на стороне ВН:

Ток трехфазного КЗ на стороне НН:

10.2 Выбор электрических аппаратов, токоведущих частей и измерительных Приборов

Сторона 110кВ: I_по = 3,33кА.

Та = Х_рез / (щR_рез) = 1,3/(314*0,76) = 0,005

Определим ударный ток КЗ:

Где:

Ку = 1+е ^{- 0,01/Та} = 1+е ^{- 0,01/0,005} = 1,16

Выбираем выключатель - элегазовый типа ВГУ - 110.

Uном = 110кВ;

Iном = 2кА;

в = 47%;

tсб = 0,025с;

tотк = 0,055с

t = tрэ + tсб = 0,01 + 0,025 = 0,035с

Проверка на электродинамическую стойкость:

Выбираем разъединитель:

Uном = 110кВ, а Iном = 1кА;

Iтерм.уст = 31,5кА;

t = 3с.

Ток термической стойкости для разъединителя:

Встроенный трансформатор тока:

Таблица:

Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст = 110кВ	Uном = 110кВ
Imax = 314,9А	Iном = 600А; Iтерм = 20кА
Вк = 0,67кА2?с	I2ном?tт = 202?3 = 1200кА2?с

Трансформатор тока:

Таблица:

Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст = 110кВ	Uном = 110кВ
Imax = 314,9А	Iном = 600А
Iуд = 1,16кА	Iтер = 43,3кА
Вк = 0,67кА2?с	I2тер?tт = 43,32?3 = 5624,67кА2?с

Ограничитель перенапряжения - ОПН 110У УХЛ1.

Заградители:

ВЗ -400 - 0,5 У1;

U_ном = 110 кВ;

I_ном = 400 А.

Изоляторы наружной установки 110кВ подвесного типа ЛК 70/110 - AIV.

Сборные шины:

Провод:

- I_доп = 375 А;

- радиус провода r₀ = 7,6мм = 0,76 см.

Расстояние между фазами D = 300 см.

Начальная критическая напряженность:

Где:

m - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов m =0,82);

r₀ - радиус провода.

Напряженность около поверхности провода:

Сторона 10кВ:

Та = Х_рез / (щR_рез) = 6,96/(314*1,35) = 0,016

Определим ударный ток КЗ:



Где:

Ку = 1+е ^{- 0,01/Та} = 1+е ^{- 0,01/0,016} = 1,54

Выбираем выключатель - элегазовый типа VF12.20.31:

Uном = 10кВ;

Iном = 2кА;

Iотк.ном = 31,5кА;

в = 40%;

tсб = 0,06с;

tотк = 0,08с.

t = tрэ + tсб = 0,01 + 0,06 = 0,07 с

Проверка на электродинамическую стойкость:

Трансформатор тока - ТЛ - 10УЗ в табл.

Таблица:

Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст = 110кВ	Uном = 110кВ
Imax = 1900,74А	Iном = 2000А
Iуд = 16,77кА	Iдин = 81кА; Iтерм = 31,5кА
Вк = 5,69кА2?с	I2терм?tт = 31,52?4 = 3969кА2?с

Трансформатор напряжения - НТМИ - 10 - 66:

U_ном = 10 кВ;

S_2Н = 120 ВА.

Изоляторы наружной установки 10кВ опорного типа ИОСК.

Выбор алюминиевых шин в цепи трансформатора ТРДН-40000/110 на стороне 10 кВ.

Расчетный ток нормального режима трансформатора:

Для алюминиевых шин:

.

Выбираем алюминиевые шины коробчатого сечения:

S = 2 Ч 1010 = 2020 мм²;

а = 100 мм;

с = 6 мм;

Расчетный ток продолжительного режима трансформатора:

Условие плотности тока шины:

Где: трансформатор электрический подстанция

Кав.п - коэффициент аварийной перегрузки, принимаемый = 1;

К - поправочный коэффициент на температуру окружающей среды 1.

I_{прод.доп} - продолжительно допустимый ток при нормированном значении температуры окружающей среды.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

Методические указания к выполнению курсового проекта "Районная электрическая сеть электроэнергетической системы". / Апполонова Н.Г., Федотов А.И. Казань: Казанский государственный энергетический университет, 2001. - 50 с.

Справочник по проектированию электроэнергетических систем. / Под редакцией С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. Третье издание переработанное и дополненное. М.: Энергоатомиздат,1985. - 352 с.

Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. / Крючков И.П., Кувшинский Н.Н., Неклепаев Б.Н., под редакцией Неклепаева Б.Н. Третье издание, переработанное и дополненное. Москва "Энергия ", 1978. - 456 c.

Солдаткина Л.А. Электрические сети и системы./Москва "Энергия", 1978. - 352 с.

Идельчик В.И. Электрические системы и сети. / М.: Энергоатомиздат, 1989. - 592 с.

Электроэнергетические системы в примерах и иллюстрациях / Астахов Ю.Н., Веников В.А., Зуев Э.Н. и др., под редакцией Веникова В.А. М.: Энергоатомиздат,1983. - 504 с.

7. Болаков Ю.Н., Мисриханов М.Ш., Шунтов А.В. Проектирование схем электоустановок: Учебное пособие для вузов. - М.: Издательство МЭИ, 2004. - 288 с.

Размещено на Allbest.ru

...