Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

• Задание и исходные данные
• 1. Выбор вариантов схем соединений ЛЭП
• 2. Выбор номинальных напряжений ВЛ
• 3. Определение сечений проводов сооружаемых ЛЭП
• 4. Выбор силовых трансформаторов на понижающих подстанциях
• 4.1 Выбор трансформаторов на понижающей подстанции ПС-1
• 4.2 Выбор трансформаторов на понижающей подстанции ПС-2
• 4.3 Выбор трансформаторов на понижающей подстанции ПС-3
• 5. Составление принципиальных и расчетных схем вариантов
• 6. Расчет режимов максимальных нагрузок и баланса реактивной мощности
• 6.1 Расчет режимов максимальных нагрузок и баланса реактивной мощности для радиального варианта электрической сети
• 6.2 Расчет режимов максимальных нагрузок и баланса реактивной мощности для кольцевого варианта электрической сети
• 7. Выбор схем присоединения к сети новых и расширения существующих понижающих подстанций
• 8. Выбор окончательного варианта схемы развития электрической сети
• 8.1 Капитальные вложения для сооружения электрической сети
• 8.2 Расчет составляющих потерь мощности в вариантах сети
• 8.3 Расчет составляющих и полных затрат в вариантах сети
• Заключение
• Список используемой литературы

Задание и исходные данные

Выполнить технико-экономическое обоснование схемы развития электрической сети районной энергосистемы для электроснабжения новых узлов нагрузки.

Исходные данные

1. Схема существующей электрической сети.

2. Мощности шин действующих подстанций (10 и 35 кВ) режима максимальных нагрузок на пятый год эксплуатации сооружаемой сети.

3. Геометрическое расположение существующих и мест сооружения новых подстанций в декартовой системе координат.

4. Максимальные мощности нагрузки новых подстанций на пятый год их эксплуатации.

5. Время использования максимальной нагрузки T_maxдля общего годового графика энергосистемы с учетом мощностей новых нагрузок.

6. Ориентировочный состав видов нагрузок новых подстанций.

7. Зимние и летние суточные графики нагрузки характерных дней новых подстанций.

7. Напряжение пункта питания в режимах максимальных нагрузок поддерживается на уровне 242 кВ.

8. Номинальное напряжение на шинах низкого напряжения новых подстанций - 10 кВ.

9. Место строительства - Западная Сибирь.

10. Материал опор для ВЛ всех напряжений - железобетон.

Таблица 1 Мощности режима максимальных нагрузок существующей сети

Мощности нагрузок	А - 10	Б - 35	Б - 10	В - 10	Г - 10
Активная, МВт	110	15	10	80	90
Реактивная, МВар	70	10	5	50	60

Таблица 2 Координаты расположения существующих подстанций, км

Подстанция	А	Б	В	Г
х	63	107	12	66
у	0	-33	-57	-50

Примечание. Начало координат в точке пункта питания О.

Рис. 1. Схема существующей электрической сети 220/110 кВ (расстояния в километрах). Полужирным шрифтом обозначены номера узлов для шин, включенных в расчетную схему

Таблица 3 Координаты расположения, км, и мощности режима максимальных нагрузок на 5-ый год эксплуатации, МВт и Мвар, новых подстанций

Подстанция	х, км	у, км	Р, МВт	Q, Мвар	Tmax, ч
ПС-1	60	-30	55	37	4500
ПС-2	78	-59	40	28
ПС-3	53	-54	8	5

Примечание.1. Значения активных и реактивных мощностей даны в процентах от P_max и Q_max, соответственно. 2. Для контроля расчетов по графикам нагрузки для каждого из графиков в таблице приведены среднесуточные значения.

1. Выбор вариантов схем соединений ЛЭП

На рис.2 приведен граф существующей сети (без учета количества цепей ЛЭП) и точки размещения новых подстанций. Намечаем несколько вариантов соединения точек новых подстанций с близлежащими подстанциями. Это подстанции А, Б и Г. Варианты схем с новыми линиями (с учетом количества цепей новых ЛЭП) приведены на рис.3.

Рис. 2. Граф существующей сети

Расстояния между пунктами 1 и 2, а также между ними и близ расположенными существующими подстанциями А и Г приведены ниже:

Рис.3 Варианты радиально-магистральных и замкнутых схем соединения новых ЛЭП

Сопоставим намеченные варианты по критерию суммарной длины новых ЛЭП для питания нагрузок 1, 2 и 3.

Радиальные варианты (суммируются двухцепные ЛЭП):

?L_P-1 =1,5 (L_А-1 + L_Б-2+L_Г-3) = 1,5 (30,1 + 38,9+13,6) = 123,9 км;

?L_P-2 = 1,5 (L_А-1 + L_Г-2 +L_Г-3)= 1,5 (30,1 + 15+13,6) = 88,05 км;

?L_P-3 = 1,5 (L_А-1 + L_Г-2+L_2-3)= 1,5 (30,1 + 15+25,5) = 105,9 км;

Минимальное значение длины ЛЭП в варианте Р-2

Кольцевые варианты (суммируются одноцепные ЛЭП):

?L_З-1 = 1,5L_А-1 + L_Г-2+ L_Г-3+ L_2-3=1,5+15 + 13,6+ 25,5= 99,25 км;

?L_З-2 =1,5L_Г-3+L_А-1 + L_А-2+ L_1-2 = 1,530,1+60,8+34,1= 145,4 км;

?L_З-3 = 1,5L_Б-2+L_Г-1 + L_Г-3+ L_1-3 =1,5+20,9 + 13,6+25= 117,85 км.

Минимальное значение длины ЛЭП в варианте З-1.

Из приведенных вариантов для дальнейшего рассмотрения выбираем радиально-магистральный вариант Р-2 и вариант замкнутой сети - З-1.

2. Выбор номинальных напряжений ВЛ

Номинальные напряжения электрических сетей в России установлены действующим стандартом (ГОСТ 721-77) и для вновь проектируемых электрических сетей составляют следующий ряд: 6, 10, 20, 35, 110, 220, 330, 500, 750 и 1150 кВ.

Приближенную оценку применения экономически целесообразных номинальных напряжений воздушных ЛЭП можно сделать по эмпирическим формулам:

Стилла:

А.М. залесского:

Г.А Илларионова:

где Р - передаваемая по линии активная мощность в МВт на одну цепь, l-длина линии, км.

Мощности, передаваемые по линиям радиально-магистрального варианта:

Активная мощность на один провод:

Расстояния между подстанциями увеличиваем на 20 % относительно воздушной прямой, с учетом стрелы провеса, тогда L+20% будет равно

Рассчитаем номинальные напряжения ВЛ:

Для А-1:

;

;

Для Г-2:

;

;

Для Г-3:

;

;

По всем линиям радиально-магистрального варианта передается мощность одной из соответствующих подстанций. Внесем в таблицу максимальные значения напряжений полученных по формулам.

Таблица 2.1Выбор номинальных напряжений ВЛ варианта радиально-магистральной сети

ВЛ	L, км	L+20%, км	P, МВт	Цепей	U, кВ	Uном, кВ
А-1	30,1	36,1	27,5	2	97,75	110
Г-2	15	18	20	2	80,9	110
Г-3	13,6	16,3	4	2	45,46	110

Полученное номинальное напряжение для линий А-1, Г-2и Г-3 согласуется с данными таблицы о пропускной способности ВЛ.

Для выбора номинальных напряжений замкнутой сети найдем приближенное потокораспределение в линии с двухсторонним питанием (А-2), (2-3), (А-3).

Рисунок 4. Потокораспределение мощностей.

где (ВЛ увеличиваем на 20%), тогда

Активная мощность на один провод:

Рассчитаем номинальные напряжения ВЛ:

Для Г-2:

;

;

Для 2-3:

;

;

Для Г-3:

;

;

Внесем в таблицу максимальные значения напряжений полученных по формулам.

Таблица 2.2Выбор номинальных напряжений ВЛ варианта замкнутой сети

ВЛ	L, км	L+20%, км	P, МВт	Цепей	U, кВ	Uном, кВ
Г-2	15	18	30,9	1	98,24	110
2-3	13,6	16,3	9,1	1	65,36	110
Г-3	25,5	30,6	17,1	1	87,4	110
А-1	30,1	36,1	27,5	2	75,18	110

3. Определение сечений проводов сооружаемых ЛЭП

При проектировании ВЛ напряжением до 500 кВ включительно выбор сечения проводов производится по нормированным обобщенным показателям. В качестве таких показателей используются нормированные значения экономической плотности тока.

Суммарное сечение (F) проводов фазы проектируемой ВЛ составляет:

где - расчётный ток, А; - нормированная плотность тока, А/мм².

В соответствии с Правилами устройства электроустановок (ПУЭ), нормированы следующие значения плотности тока для ВЛ 35…500 кВ:

Для заданного числа использования максимальной нагрузки T_max = 4500 ч j_н = 0,9 А/мм ².

Значение I_р определяется по выражению:

где I₅ - ток линии на пятый год эксплуатации ВЛ в нормальном режиме, определяемый для системообразующих линий основной сети по расчетным длительным потокам мощности;

б_i - коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии. Для линий 110--220 кВ значение б_i может быть принято равным 1,05,что соответствует математическому ожиданию этого коэффициента в зоне наиболее часто встречающихся темпов роста нагрузки;

б_T - коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки ВЛ (T_max), а коэффициент К_м - отражает участие нагрузки ВЛ в максимуме энергосистемы.

Рассчитаем коэффициенты К_м для нагрузок новых подстанций.

Для замкнутой схемы:

Таблица 3.1

Подстанция	Активная мощность подстанции Р	Состав различных видов потребителей новых подстанций, %, для Kм, о.е.	Kм
		Освещение	Пром. 3-см.	Пром. 2-см.	Пром. 1-см.	Электроф. Тр-т	С/х
		1	0,85	0,75	0,15	1	0,75
ПС-1	55	20	20	15	15	30	-	0,805
ПС-2	40	20	30	10	20	-	20	0,71
ПС-3	8	40	10	-	-	-	50	0,822

Рисунок 5. График зависимости K_м от значения коэффициента

С помощью метода интерполяции и табл. 10 получим коэффициенты б_T для ЛЭП радиального варианта развития сети.

, ,

Рассчитаем ток линии на пятый год эксплуатации ВЛ в нормальном режиме, расчётный ток, суммарное сечение проводов фазы:



Для варианта радиально-магистральной сети используются двухцепные линии, поэтому полученное выражение делим на 2:

Сечение проводов выбираются в зависимости от напряжения, расчетного тока, района по гололеду, материала и цепности опор.

По условию механической прочности для любого района по гололеду минимальное сечение 120 кв. мм (для двухцепных ЛЭП при напряжении более 35кВ).

По условию механической прочности для ВЛ, сооружаемых на двухцепных или многоцепных опорах, независимо от напряжения суммарное сечение алюминиевой (или алюминиевого сплава) и стальной частей троса должно быть не менее 120 мм ².[6]

Для А-1 выбираем провод марки АС 240/32

Г-2 выбираем провод марки АС 185/29

Г-3 выбираем провод марки АС 120/19

Выполним проверку сечений в аварийном режиме, для этого смоделируем обрыв в каждой ЛЭП одного из проводов, в результате токи,

Расчет аварийных режимов:

Для проводов данного сечения аварийный ток меньше допустимого, значит сечения подходят.

Для варианта замкнутой сети:

Сечение проводов выбираются в зависимости от напряжения, расчетного тока, района по гололеду, материала и цепности опор.

По условию механической прочности для любого района по гололеду минимальное сечение 120 кв. мм (для двухцепных ЛЭП при напряжении более 35кВ).

По условию механической прочности для ВЛ, сооружаемых на двухцепных или многоцепных опорах, независимо от напряжения суммарное сечение алюминиевой (или алюминиевого сплава) и стальной частей троса должно быть не менее 120 мм ².[6]

Для Г-2 выбираем провод марки АС 240/32

2-3 выбираем провод марки АС 120/19

Г-3 выбираем провод марки АС 150/24

Выполним проверку сечений в аварийном режиме, для этого смоделируем обрыв в каждой ЛЭП одного из проводов или целой ЛЭП, в результате произойдёт перераспределение мощностей в сети.

Расчет аварийных режимов:

Обрыв линии Г-2:

Обрыв линии 2-3:

Обрыв линии Г-3:

Для проводов данного сечения аварийный ток меньше допустимого значения, значит сечения подходят.

Таблица 3.2 Расчет сечений проводов ЛЭП варианта радиально-магистральной сети

ВЛ	Р, МВт	Q, Мвар	кВ	Кол-во цепей					мм2
А-1	55	37	110	2	173,9	1,2	219,11	243,45	240
Г-2	40	28	110	2	128,1	1,31	176,2	195,77	185
Г-3	8	5	110	2	24,7	1,14	29,56	32,84	120

Таблица 3.3 Расчет сечений проводов ЛЭП варианта замкнутой сети

ВЛ	Р, МВт	Q, Мвар	кВ	Кол-во цепей					мм 2
Г-2	30,9	21,5	110	1	164	1,31	225,58	250,64	240
2-3	9,1	6,5	110	1	58,7	1,28	78,89	87,65	120
Г-3	17,1	11,5	110	1	108,2	1,14	129,5	143,88	150
А-1	55	37	110	2	173,9	1,2	219,11	243,45	240

Для всех воздушных линий выбираем сталеалюминевые провода. При выборе стандартных сечений были учтены ограничения по механической прочности опор и проводов ВЛ свыше 1 кВ и условиям короны и радиопомех.

Выпишем подходящие марки проводов ВЛ стандартных сечений:

Радиально-магистральная сеть

ВЛ	Кол-во цепей	Марка провода
А-1	2	АС-240/32	610
Г-2	2	АС-185/29	510
Г-3	2	АС-120/19	390

Замкнутая сеть

ВЛ	Кол-во цепей	Марка провода
Г-2	1	АС-240/32	610
2-3	1	АС-120/19	390
Г-3	1	АС-150/24	450
А-1	2	АС-240/32	610

4. Выбор силовых трансформаторов на понижающих подстанциях

На новых подстанциях с ВН 35 кВ и выше применяют типовые схемы РУ, в которых предусмотрена установка, как правило, двух трансформаторов одинаковой мощности.

Мощность трансформаторов выбирается по нагрузке пятого года эксплуатации, считая с года ввода первого трансформатора в работу.

При выборе трансформаторов определяющим условием является их нагрузочная способность. Нагрузочной способностью трансформаторов называется совокупность нагрузок и перегрузок трансформатора. Исходным режимом для определения нагрузочной способности является номинальный режим работы трансформатора на основном ответвлении при номинальных условиях места установки и охлаждающей среды, определяемых соответствующим стандартом или техническими условиями.

Допустимым режимом нагрузки называется режим продолжительной нагрузки трансформатора, при котором расчетный износ изоляции обмоток от нагрева не превышает износа, соответствующему номинальному режиму работы. Перегрузочным считается такой режим, при котором расчетный износ изоляции превосходит износ, соответствующий номинальному режиму работы.

Основанием для ограниченных во времени перегрузок трансформатора является неполная нагрузка трансформатора в период, предшествующий допустимой нагрузке, и пониженная нагрузка охлаждающей среды (воздуха или воды).

Выбор трансформаторов будем производить с учётом дальнейшего развития электрической сети.

4.1 Выбор трансформаторов на понижающей подстанции ПС-1

Трансформаторы предназначены для преобразования посредством электромагнитной индукции одной или нескольких систем переменного тока в одну или несколько других систем переменного тока. Различают двух-, трех- и многообмоточные трансформаторы, имеющие соответственно две, три и более гальванически не связанные обмотки. Передача энергии из первичной цепи трансформатора во вторичную происходит посредством магнитного поля. [2]

На новых подстанциях с ВН 35 кВ и выше применяют типовые схемы РУ, в которых предусмотрена установка, как правило, двух трансформаторов одинаковой мощности. Установка одного трансформатора является, обычно, первым этапом сооружения двухтрансформаторной подстанции. Установка более двух трансформаторов осуществляется при наличии технико-экономического обоснования или специальным требованием заказчика.

При выборе трансформаторов определяющим условием является их нагрузочная способность. Нагрузочной способностью трансформаторов называется совокупность нагрузок и перегрузок трансформатора. Исходным режимом для определения нагрузочной способности является номинальный режим работы трансформатора на основном ответвлении при номинальных условиях места установки и охлаждающей среды, определяемых соответствующим стандартом или техническими условиями.

Допустимым режимом нагрузки называется режим продолжительной нагрузки трансформатора, при котором расчетный износ изоляции обмоток от нагрева не превышает износа, соответствующему номинальному режиму работы. Перегрузочным считается такой режим, при котором расчетный износ изоляции превосходит износ, соответствующий номинальному режиму работы.

Основанием для ограниченных во времени перегрузок трансформатора является неполная нагрузка трансформатора в период, предшествующий допустимой нагрузке, и пониженная нагрузка охлаждающей среды (воздуха или воды).

ГОСТ 14209-97 "Руководство по нагрузке силовых масляных трансформаторов", а также "Инструкция по эксплуатации трансформаторов" позволяют осуществить рациональную загрузку силовых трансформаторов и обеспечить оптимальный выбор номинальной мощности трансформаторов при проектировании подстанций. В соответствии с рекомендациями выбор мощности трансформаторов в общем случае должен осуществляться следующим образом.

"Мощность трансформаторов выбирается так, чтобы при отключении наиболее мощного из них на время ремонта или замены оставшиеся в работе (с учетом их допустимой по техническим условиям на трансформаторы перегрузки и резерва по сетям СН и НН) обеспечивали питание нагрузки.

Трансформаторы с повышенной нагрузочной способностью (на основе применения форсированной системы охлаждения) мощностью до 100 МВ·А включительно класса напряжения 110, 150 и 220 кВ выбираются в соответствии с действующими нормативными документами и заводскими материалами".

Выбор трансформаторов на новых понижающих подстанциях выполняется исходя из аварийной перегрузки при отключении одного из двух трансформаторов на время ремонта или замены. При этом резервирование по сетям СН и НН отсутствует. Исходными данными для выбора трансформаторов являются суточные графики нагрузки новых подстанций для характерных дней зимнего и летнего периодов, сезонные эквивалентные температуры охлаждающего воздуха для населенных пунктов, в которых строятся новые подстанции, а также предполагаемый вид охлаждения трансформаторов.

Необходимо преобразовать суточный график нагрузки в упрощенный двухступенчатый в соответствии с рис. 4.0.1. К₁ и К_{2 -} ступени нагрузки, где К₂ - максимум нагрузки. Продолжительность максимума нагрузки - t часов. Методы определения этой продолжительности для прямоугольного графика нагрузки зависят от конфигурации исходного суточного графика нагрузки. Ниже приведены рекомендуемые методы для различных видов реальных графиков нагрузки.

Рис. 4.0.1. Эквивалентный двухступенчатый график нагрузки

Если эквивалентность двухступенчатого графика нагрузки вызывает сомнение, следует сделать несколько допущений и принять график с наибольшим запасом.

а) График нагрузки с одним максимумом

В этом случае значение t следует определять, как показано на рис. 4.0.2.

Для участка графика нагрузки без максимума значение К₁ определяют как среднее значение нагрузки без максимума.



Рис. 4.0.2 - График нагрузки с одним максимумом

б) График нагрузки с двумя максимумами равной амплитуды, но различной продолжительности. При двух максимумах примерно равной амплитуды, но различной продолжительности значение t определяют для максимума большей продолжительности, а значение К₁ должно соответствовать среднему значению оставшейся нагрузки.

Пример графика нагрузки представлен на рис. 4.0.3.

Рис. 4.0.3. График нагрузки с двумя максимумами равной амплитуды и различной продолжительности

в) График нагрузки с последовательными максимумами

Если график нагрузки состоит из нескольких последовательных максимумов, значение t принимают достаточной продолжительности, чтобы охватить все максимумы, а значение К₁ должно соответствовать среднему значению оставшейся нагрузки, как показано на рис. 4.0.4.

Рис. 4.0.4. График нагрузки с последовательными максимумами

Можно рекомендовать следующий алгоритм для приближенного построения эквивалентного графика нагрузки. Заданным является часовой ступенчатый график нагрузки (24 часа).

1. На графике нагрузки проводится линия соответствующая средней нагрузке.

2. Выделяется непрерывный интервал времени, на котором имеется максимум нагрузки и все нагрузки выше средней. Если таких интервалов два, то берется более длительный. Величина этого интервала является первым приближением длительности перегрузки. Как правило, оно получается с запасом.

3. Строится двухступенчатый график, у которого большая ступень равна максимальной нагрузке, а другая (меньшая) является среднеквадратичным значением ступеней графика, которые не принадлежат интервалу перегрузки.

4. Проверяется равенство площадок: a + b = c + d.

Если погрешность выполнения равенства велика, то одно часовое значение большей ступени исключается из интервала перегрузки. Как правило, это меньшее из двух крайних значений.

5. Вновь строится двухступенчатый график нагрузки, у которого продолжительность большей ступени (продолжительность перегрузки) короче на один час, а меньшей - больше на час.

6. Снова проверяется равенство a + b = c + d и если погрешность его выполнения невелика, процесс построения заканчивается. В противном случае последние два пункта повторяются.

После определения времени перегрузки трансформатора необходимо сделать следующее:

1. По продолжительности перегрузки, виду охлаждения трансформатора и эквивалентной температуре охлаждающей среды (табл. 15 методичка) находятся коэффициенты допустимой перегрузки трансформаторов для зимнего и летнего графиков нагрузки.

2. Трансформаторы выбираются по условию:

где S₅ - максимальная нагрузка подстанции в нормальном режиме для зимнего и летнего графиков нагрузки на пятый год эксплуатации;

k_пер. - допустимый коэффициент перегрузки трансформаторов, соответственно для зимнего и летнего графиков;

n - число трансформаторов на подстанции. Выбирается номинальная мощность трансформатора по большей рассчитанной величине. [2, 3]

Выберем трансформаторы на понижающей подстанции (ПС-1) 110/10 кВ с максимальной мощностью нагрузки на 5-ый год эксплуатации подстанции: P_max= 55 МВт, Q_max = 37 Мвар. Построим графики активной, реактивной и полной мощности характерных суток зимнего и летнего дней.

Зимние и летние суточные графики характерных дней для новых подстанций, %

Время	ПС-1	ПС-2	ПС-3
	Зима	Лето	Зима	Лето	Зима	Лето
	P	Q	P	Q	P	Q	P	Q	P	Q	P	Q
0:00	45	43	33	31	45	40	33	32	58	58	37	34
1:00	42	41	24	23	34	32	26	25	50	52	33	32
2:00	43	42	24	23	30	30	23	22	45	46	30	31
3:00	44	44	22	22	30	29	27	27	44	44	28	30
4:00	47	45	25	24	36	35	45	43	46	45	34	35
5:00	53	52	30	30	56	55	60	58	52	50	44	46
6:00	73	71	67	66	78	77	74	73	68	66	52	53
7:00	90	92	76	77	100	99	75	74	80	80	56	55
8:00	100	100	80	81	100	100	72	72	86	85	54	54
9:00	100	100	70	71	96	95	62	60	84	82	50	50
10:00	92	95	68	68	90	88	55	52	80	78	47	48
11:00	91	93	69	70	80	81	50	50	72	70	45	46
12:00	93	90	70	71	70	73	47	45	66	66	43	44
13:00	88	86	68	68	66	67	46	44	65	65	42	45
14:00	87	85	69	68	66	67	45	44	66	65	40	43
15:00	92	94	70	71	66	68	45	45	67	66	41	44
16:00	95	95	68	69	65	68	46	46	70	70	44	46
17:00	100	100	70	72	64	67	48	47	86	85	48	49
18:00	98	95	75	75	72	70	54	52	100	100	55	57
19:00	97	94	80	78	83	80	62	60	98	99	65	65
20:00	96	93	80	78	85	84	65	63	95	96	65	65
21:00	88	86	70	72	80	80	64	62	80	80	60	63
22:00	78	77	48	47	65	64	49	47	68	68	52	43
23:00	58	56	34	35	53	50	35	34	63	62	41	42
Среднее	78,75	77,88	57,92	57,92	67,08	66,63	50,33	49,04	70,38	69,92	46,08	46,67

При отключении одного из двух трансформаторов всю нагрузку должен нести оставшийся в работе трансформатор, при этом часть времени суток этот трансформатор будет работать с перегрузкой. Длительность перегрузки может быть определена из эквивалентного двухступенчатого графика нагрузки. Построим график нагрузки трансформатора в зимние и летние характерные дни. Используя формулу

Рис. 4.1.1. Графики полной, активной, реактивной и средней мощностей характерного зимнего дня.

Рис. 4.1.2. Графики полной, активной, реактивной и средней мощностей характерного летнего дня.

Приведем графики полной мощности к двухступенчатому виду. Зимние и летние графики представляют собой графики нагрузки с последовательными максимумами.

Для зимнего графика

Рис. 4.1.3. Двухступенчатый график для зимних суток.

График нагрузки с последовательными максимумами. Алгоритм приведения к двухступенчатому виду приведён в пункте 4. Значение большей ступени 66,28, её продолжительность равна 14 часов. Значение определяется как среднеквадратичное значение и оно равно Соотношение : МВАч; МВАч.

Для летнего графика

Рис. 4.1.4. Двухступенчатый график для летних суток.

График нагрузки с последовательными максимумами. Алгоритм приведения к двухступенчатому виду приведён в пункте 4. Значение большей ступени 53,24 МВА, её продолжительность равна 13 часов. Значение определяется как среднеквадратичное значение и оно равно Соотношение : МВАч; 76,66 МВАч.

По табл. 13. для эквивалентных температур зимнего -20 °С и летнего +20 °С и вида охлаждения трансформаторов:

Д (ON) коэффициенты перегрузки, соответственно 1,5 и 1,3;

ДЦ (OF) коэффициенты перегрузки, соответственно 1,5 и 1,2.

По формуле для двух трансформаторов

При максимуме нагрузки зимой S₅ = 66,28 МВА и летом S₅ = 53,24 МВА определяем ориентировочную мощность трансформатора для зимнего и летнего дней. Имеем значения:

где S_max - максимальная нагрузка подстанции в нормальном режиме для зимнего и летнего графиков нагрузки на пятый год эксплуатации; k_ав - допустимый коэффициент перегрузки трансформаторов в аварийных случаях, соответственно для зимнего и летнего графиков; n_т - число трансформаторов на подстанции. Выбирается номинальная мощность трансформатора по большей рассчитанной величине.

Наименьшая подходящая номинальная мощность трансформатора 63 МВА. электрический нагрузка подстанция мощность

Необходимо проверить коэффициент загруженности трансформаторов, так как для достижения наибольшего КПД он должен быть равен 0.7-0.8.

Коэффициент загруженности трансформаторов значительно ниже желаемого значения.

Выберем трансформатор мощностью 40 МВА. Получаем:

Полученный коэффициент загрузки немного превышает желаемое значение. В случае отключения одного из двух трансформаторов коэффициент перегрузки будет составлять 1.66. Такое значительное превышение коэффициента перегрузки приведет к более быстрому старению трансформаторов, что не желательно. Еще одним минусом данного трансформатора является то, что при увеличении нагрузки трансформатор придется заменять на более мощный.

Следовательно, остановим свой выбор на трансформаторах ТРДЦН-63000/110

4.2 Выбор трансформаторов на понижающей подстанции ПС-2

Выберем трансформаторы на понижающей подстанции (ПС-2) 110/10 кВ с максимальной мощностью нагрузки на 5-ый год эксплуатации подстанции: P_max= 40 МВт, Q_max = 28 Мвар. Построим графики активной и реактивной мощности характерных суток зимнего и летнего дней.

При отключении одного из двух трансформаторов всю нагрузку должен нести оставшийся в работе трансформатор, при этом часть времени суток этот трансформатор будет работать с перегрузкой. Длительность перегрузки может быть определена из эквивалентного двухступенчатого графика нагрузки. Построим график нагрузки трансформатора в зимние и летние характерные дни. Используя формулу

Рис. 4.2.1. Графики полной, активной, реактивной и средней мощностей характерного зимнего дня.



Рис. 4.2.2. Графики полной, активной, реактивной и средней мощностей характерного летнего дня.

Приведем графики полной мощности к двухступенчатому виду. Зимние и летние графики представляют собой графики нагрузки с последовательными максимумами.

Для зимнего графика

Рис. 4.2.3. Двухступенчатый график для зимних суток.

График нагрузки с последовательными максимумами. Алгоритм приведения к двухступенчатому виду приведён в пункте 4. Значение большей ступени 48,83 МВА, её продолжительность равна 5 часов. Значение определяется как среднеквадратичное значение и оно равно Соотношение : МВАч; МВАч.

Для летнего графика

Рис. 4.2.4. Двухступенчатый график для летних суток.

График нагрузки с последовательными максимумами. Алгоритм приведения к двухступенчатому виду приведён в пункте 4. Значение большей ступени 36,46 МВА, её продолжительность равна 5 часов. Значение определяется как среднеквадратичное значение и оно равно Соотношение : МВАч; 11,99 МВАч.

По табл. 13. для эквивалентных температур зимнего -20 °С и летнего +20 °С и вида охлаждения трансформаторов:

Д (ON) коэффициенты перегрузки, соответственно 1,6 и 1,3;

ДЦ (OF) коэффициенты перегрузки, соответственно 1,5 и 1,2.

По формуле для двух трансформаторов

При максимуме нагрузки зимой S₅ = 48,83 МВА и летом S₅ = 36,46 МВА определяем ориентировочную мощность трансформатора для зимнего и летнего дней. Имеем значения:

где S_max - максимальная нагрузка подстанции в нормальном режиме для зимнего и летнего графиков нагрузки на пятый год эксплуатации; k_ав - допустимый коэффициент перегрузки трансформаторов в аварийных случаях, соответственно для зимнего и летнего графиков; n_т - число трансформаторов на подстанции. Выбирается номинальная мощность трансформатора по большей рассчитанной величине.

Наименьшая подходящая номинальная мощность трансформатора 32 МВА.

Необходимо проверить коэффициент загруженности трансформаторов, так как для достижения наибольшего КПД он должен быть равен 0.7-0.8.

Полученный коэффициент загрузки отвечает желаемому значению.

Выбираем два трансформатора мощностью по 32 МВА типа ТРДН-32000/110.

4.3 Выбор трансформаторов на понижающей подстанции ПС-3

Выберем трансформаторы на понижающей подстанции (ПС-3) 110/10 кВ с максимальной мощностью нагрузки на 5-ый год эксплуатации подстанции: P_max= 8 МВт, Q_max = 5 Мвар. Построим графики активной и реактивной мощности характерных суток зимнего и летнего дней.

При отключении одного из двух трансформаторов всю нагрузку должен нести оставшийся в работе трансформатор, при этом часть времени суток этот трансформатор будет работать с перегрузкой. Длительность перегрузки может быть определена из эквивалентного двухступенчатого графика нагрузки. Построим график нагрузки трансформатора в зимние и летние характерные дни. Используя формулу

Рис. 4.3.1. Графики полной, активной, реактивной и средней мощностей характерного зимнего дня.

Рис. 4.3.2. Графики полной, активной, реактивной и средней мощностей характерного летнего дня.

Приведем графики полной мощности к двухступенчатому виду. Зимние и летние графики представляют собой графики нагрузки с последовательными максимумами.

Для зимнего графика

Рис. 4.3.3. Двухступенчатый график для зимних суток.

График нагрузки с последовательными максимумами. Алгоритм приведения к двухступенчатому виду приведён в пункте 4. Значение большей ступени 9,43 МВА, её продолжительность равна 4 часа. Значение определяется как среднеквадратичное значение и оно равно Соотношение : МВАч; МВАч.

Для летнего графика

Рис. 4.3.4. Двухступенчатый график для летних суток.

График нагрузки с последовательными максимумами. Алгоритм приведения к двухступенчатому виду приведён в пункте 4. Значение большей ступени 6,13 МВА, её продолжительность равна 4 часа. Значение определяется как среднеквадратичное значение и оно равно Соотношение : МВАч; 1,42 МВАч.

По табл. 13. для эквивалентных температур зимнего -20 °С и летнего +20 °С и вида охлаждения трансформаторов:

Д (ON) коэффициенты перегрузки, соответственно 1,6 и 1,3;

ДЦ (OF) коэффициенты перегрузки, соответственно 1,5 и 1,2.

По формуле для двух трансформаторов

При максимуме нагрузки зимой S₅ = 9,43 МВА и летом S₅ = 6,13 МВА определяем ориентировочную мощность трансформатора для зимнего и летнего дней. Имеем значения:

где S_max - максимальная нагрузка подстанции в нормальном режиме для зимнего и летнего графиков нагрузки на пятый год эксплуатации; k_ав - допустимый коэффициент перегрузки трансформаторов в аварийных случаях, соответственно для зимнего и летнего графиков; n_т - число трансформаторов на подстанции. Выбирается номинальная мощность трансформатора по большей рассчитанной величине.

Наименьшая подходящая номинальная мощность трансформатора 6,3 МВА.

Необходимо проверить коэффициент загруженности трансформаторов, так как для достижения наибольшего КПД он должен быть равен 0.7-0.8.

Полученный коэффициент загрузки отвечает желаемому значению.

Выбираем два трансформатора мощностью по 6,3 МВА типа ТМН-6300/110.

5. Составление принципиальных и расчетных схем вариантов

Таблица 5.1 Параметры проводов ЛЭП для варианта радиально-магистральной сети

ВЛ	Марка провода	r0,Ом/км	x0,Ом/км	b0, мкСм/км	Число цепей	Длина, км
А-1	АС-240/32	0,121	0,405	2,800	2	36,1
Г-2	АС-185/29	0,162	0,414	2,739	2	18
Г-3	АС-120/19	0,249	0,427	2,651	2	16,3

Таблица 5.2 Параметры проводов ЛЭП для варианта замкнутой сети

ВЛ	Марка провода	r0,Ом/км	x0,Ом/км	b0, мкСм/км	Число цепей	Длина, км
Г-2	АС-240/32	0,121	0,405	2,800	1	18
2-3	АС-120/19	0,249	0,427	2,651	1	30,6
Г-3	АС-150/24	0,198	0,420	2,699	1	16,3
А-1	АС-240/32	0,121	0,405	2,800	2	36,1

Таблица 5.3 Параметры трансформаторов для новых подстанций электрической сети

Подстанция	Тип трансформатора	Sном, МВА	UBH, кВ	UHH,кВ	РПН	R, Ом	X, Ом	ДPx, кВт	ДQx, квар
ПС-1	ТРДЦН-63000/110	63	115	10,5	±9Ч1,78%	0,8	22	59	410
ПС-2	ТРДН-32000/110	32	115	10,5	±9Ч1,78%	1,9	43,4	32	240
ПС-3	ТМН-6300/110	6,3	115	11	±9Ч1,78%	16	220,4	10	50

На всех подстанциях установлено по два трансформатора.

Параметры узлов расчетной схемы существующей сети

Номер узла	P, МВт	Q, Мвар
201	0	0
202	0	0
203	80,4	60,4
204	0	0
112	110,6	93
114	90,4	75,8
115	0	0
31	25,4	18,3

Параметры ветвей расчетной схемы существующей сети

Имя ветви	R, Ом	X, Ом	B, мкСм
201	201	3,1	13,5	333
201	203	2,2	12,2	313
202	203	7,4	32,2	198
203	204	2,1	12	308
112	115	4,4	11,2	300
112	114	8,1	20,7	138
112	202	0,5	29,6	-
114	204	0,5	29,6	-
31	114	0,4	17,8	-

На шинах высокого напряжения новых подстанций в качестве нагрузки приведены потери холостого хода трансформаторов.



6. Расчет режимов максимальных нагрузок и баланса реактивной мощности

Расчеты режима максимальных нагрузок выполняются по схеме существующей сети с добавление новых ЛЭП и подстанций с целью определения допустимости режимов напряжений узлов, составления баланса по реактивной

мощности, определения суммарных потерь мощности для последующего вычисления затрат и проверки загрузки элементов существующей сети вследствие

подключения новых потребителей.

Расчеты режимов максимальных нагрузок произведём на компьютере с помощью программы расчета установившегося режима электрической сети ("NET").

6.1 Расчет режимов максимальных нагрузок и баланса реактивной мощности для радиального варианта электрической сети

Таблица 6.1.1 Параметры узлов расчётной схемы радиального и кольцевого вариантов

Узел	P, МВт	Q, Мвар
1	55	37
2	40	28
3	8	5
11	0,118	0,82
12	0,064	0,48
13	0,02	0,1

Напряжение базисного узла принимаем равным 242 кВ.

Примечание для таблиц. Сопротивления и проводимости линий умножены на длины линий. Для двухцепных линий сопротивления делим на 2, а проводимости умножаем. Сопротивления трансформаторов делим на 2. Потери холостого хода трансформаторов увеличены в 2 раза.

Таблица 6.1.2 Параметры ветвей расчётной схемы радиального варианта

Имя ветви	R, Ом	X, Ом

Подобные документы

• Технико-экономическое обоснование варианта схемы развития электрической сети районной энергосистемы для электроснабжения новых узлов нагрузки

  Выбор вариантов развития существующей сети. Выбор номинальных напряжений сооружаемых воздушных линий радиального варианта сети. Определение сечений проводов сооружаемых линий радиального варианта сети. Выбор понижающих трансформаторов на подстанции.
  
  курсовая работа [2,9 M], добавлен 22.07.2014
  

• Проектирование районной электрической сети

  Оптимальная схема развития районной электрической сети. Выбор номинальных напряжений и оптимальной конструкции сети. Расчет сечений проводов, мощности компенсирующих устройств. Выбор оборудования подстанций. Расчет максимального режима энергосистемы.
  
  курсовая работа [202,3 K], добавлен 24.03.2012
  

• Внедрение районной электрической сети

  Разработка электрической схемы электроснабжения пяти пунктов потребления электроэнергии от электростанции, которая входит в состав энергетической системы. Технико-экономическое обоснование выбранной схемы электроснабжения и ее расчет при разных режимах.
  
  курсовая работа [785,0 K], добавлен 17.07.2014
  

• Проектирование районной электрической сети

  Выбор конфигурации, оптимальной схемы, сечения проводов, трансформатора, активной и реактивной мощностей, нагрузок, напряжения с целью проектирования районной электрической сети на основании технико-экономического сравнения конкурентоспособных вариантов.
  
  курсовая работа [1,9 M], добавлен 02.02.2010
  

• Проектирование районной электрической сети

  Выбор номинальных напряжений сети. Проверка выбранных сечений по техническим ограничениям. Составление балансов активной и реактивной мощностей. Затраты на строительство подстанций. Точный электрический расчет кольцевой схемы. Режим максимальных нагрузок.
  
  курсовая работа [2,2 M], добавлен 16.12.2014
  

• Развитие районной электрической сети

  Выбор варианта районной электрической сети, номинального напряжения, силовых трансформаторов. Расчет нагрузки, схем замещения и установившегося режима. Механический расчет воздушной линии электропередач, определение стрелы провеса на анкерном пролете.
  
  курсовая работа [1,3 M], добавлен 02.04.2013
  

• Разработка схемы и расчет режима районной электрической сети

  Этапы разработки схемы и расчёт режима районной электрической сети. Особенности выбора номинальных напряжений линий электропередач и подстанций. Способы проверки выбранных сечений по условиям короны. Основное назначение трансформаторной станции.
  
  курсовая работа [858,8 K], добавлен 12.03.2013
  

• Проектирование систем электроснабжения

  Разработка схемы, режим районной электрической сети. Предварительный расчет мощностей, выбор номинального напряжения. Проверка выбранных сечений по условию короны, механической прочности опор. Выбор трансформаторов подстанций, схем присоединения.
  
  курсовая работа [443,8 K], добавлен 25.02.2013
  

• Электрическая сеть районной электроэнергетической системы

  Проектирование электрической сети районной электроэнергетической системы. Сравнение технико-экономических вариантов сети, выбор мощности трансформаторов подстанций. Расчет сети при различных режимах. Проверка токонесущей способности проводов линий.
  
  курсовая работа [1,6 M], добавлен 16.04.2012
  

• Расчет районной электрической сети

  Разработка электрической сети района и предварительное распределение мощностей. Выбор номинальных напряжений, сечений и марок проводов. Определение потерь мощности в трансформаторах. Баланс активных и реактивных мощностей в системе. Выбор схем подстанций.
  
  дипломная работа [1,3 M], добавлен 16.06.2014
  

• Развитие электрической сети энергорайона

  Особенности развития электрических сетей района энергосистемы. Анализ технико-экономического расчета первого и второго вариантов развития сети, их схемы. Характеристика и основные признаки статической устойчивости. Расчет послеаварийного режима сети.
  
  дипломная работа [3,2 M], добавлен 15.04.2012
  

• Проект системы электроснабжения и технология монтажа электрооборудования и электросетей магазина "Альянс" г. Апатиты

  Характеристика предприятия, энергосистемы, районной подстанции. Выбор схемы электроснабжения и уровня питающего напряжения. Расчет системы освещения: выбор ламп, светильников, монтаж электрооборудования. Предназначение и устройство заземляющего контура.
  
  дипломная работа [777,4 K], добавлен 17.06.2014
  

• Особенности построения районной электрической сети

  Расчет районной электрической сети, особенности ее построения и основные режимы работы. Электронно-оптическое оборудование при контроле технического состояния элементов сетей и подстанций на рабочем напряжении. Типы конфигурации электрических сетей.
  
  дипломная работа [2,0 M], добавлен 17.06.2012
  

• Оценка надежности функционирования районной энергосистемы в различных эксплуатационных режимах

  Схема Фомского предприятия районных электрических сетей (РЭС), входящих в операционную зону Фомского РДУ. Оценка режимной (балансовой) надежности РЭС. Структурная (схемная) надежность узла нагрузки РЭС. Численные значения активной мощности подстанций.
  
  курсовая работа [96,0 K], добавлен 04.06.2015
  

• Электропитающие системы и электрические сети

  Знакомство с суточными графиками нагрузки. Анализ способов определения располагаемой мощности станций энергосистемы. Рассмотрение особенностей оценки максимальных рабочих мощностей станций и резервов в электропитающих системах и электрических сетях.
  
  презентация [101,3 K], добавлен 30.10.2013
  

• Развитие электроэнергетических сетей района энергосистемы

  Выбор схемы присоединения новых подстанций, номинального напряжения, сечений и марок проводов линий, трансформаторов. Проверка их загрузки и определение приведенных затрат. Механизм расчета и анализ режимов наиболее экономичного варианта развития сети.
  
  курсовая работа [863,6 K], добавлен 22.01.2017
  

• Электрические сети нефтяных месторождений Южного Васюгана ОАО "Томскнефть"

  Формирование вероятностной модели нагрузки, генерирующей части, энергосистемы. Расчет и анализ коэффициентов бездефицитной работы и готовности энергосистемы, вычисление показателей. Оценка надежной работоспособности распределительного устройства.
  
  курсовая работа [2,7 M], добавлен 05.12.2014
  

• Эскизный проект районной электрической сети напряжением от 35 до 220 кВ

  Составление баланса активной и реактивной мощностей. Схемы соединений сети. Выбор номинального напряжения и сечений проводов, трансформаторов на подстанциях. Расчет потерь электроэнергии в элементах сети. Определение ущерба от перерыва в электроснабжении.
  
  курсовая работа [164,2 K], добавлен 05.09.2013
  

• Проектирование районной электрической сети

  Расчет технико-экономических показателей работы электрической сети 110 кВ. Суммарные потери электроэнергии. Расчет капитальных вложений в сеть, себестоимости продукции. Оценка убытка потребителя от перерывов электроснабжения в зависимости от питания.
  
  курсовая работа [201,7 K], добавлен 23.03.2012
  

• Выбор схемы и определение параметров электрической сети района энергосистемы

  Теоретические аспекты применения новых технологий, обеспечивающих развитие и функционирование единой национальной электрической сети. Проектирование электросети для района: выбор активной и реактивной мощности, компенсирующих устройств и оборудования.
  
  дипломная работа [5,3 M], добавлен 22.02.2012
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам