Электрические сети энергетических систем

Министерство топлива и энергетики России.

Екатеринбургский энергетический техникум

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по предмету “Электрические сети энергетических систем”

Тема: Электрическая сеть 110 кВ

КП 2102 С-514-Э

Разработал:

Угренев С.Е.

Руководил:

Телегина И.А.

1999г.

| | | |

Оценка

Пояснительная записка.

КП 2102 С-514-Э

СОДЕРЖАНИЕ:

стр.

Введение

1.Выбор типа и мощности силовых трансформаторов

2. Составление вариантов схем электрической сети и

расчет двух из них при максимальных нагрузках

3. Технико-экономические сравнение двух выбранных

вариантов сети

4.Окончательный расчет оптимального варианта схемы

проектируемой электрической сети

5.Определение напряжения на шинах подстанции

6.Список литературы

ВВЕДЕНИЕ

Системообразующая сеть ЕЭС России сформирована электрическими сетями

напряжения 220-1150 кВ от Байкала до Калининграда, общей протяженностью

более 148 тыс. км.

Наличие протяженной единой энергетической системы позволяет использовать

максимумов нагрузки по часовым поясам суммарным эффектом до 8 млн.кВт.

Развитие системообразующей сети должно осуществляться с использованием

двух систем номинальных напряжений 110-220-500-1150 кВ на большей части

территории России и 110-330-750 кВ в западной части ОЭС Центра и ОЭС Северо-

Запада.

В период до 2010г. на большей части Европейской территории России ,

включая Северный Кавказ , в Сибири и на Дальнем Востоке станет развиваться

сложная многокольцевая сеть напряжением 500 кВ. В западных районах для

выдачи мощности АЭС заканчивается формирование линий 750 кВ.

В 1995 году в энергосистемах России напряжением 110 кВ и выше

эксплуатировалось около 440 тыс. км ВЛ и почти 530 млн.кВА общей

трансформаторной мощности.

Для передачи избытков мощности из восточной части ОЭС Сибири в западные

энергосистемы и через Казахстан на Южный Урал завершается строительство ВЛ

1150 кВ Итат-Барноул . Ее включение увеличит пропускную способность

электромагистрали в отдельных сечениях на 800 МВт. Для создания связи

между восточной и европейской частями ЕЭС России после 2000г. намечается

сооружения ВЛ-1150 кВ Сибирь-Урал , которая пройдет по территории России.

Тем не менее пропускная способность сети все еще не достаточна.

В перспективе будут развиваться связи ЕЭС России с энергосистемами

зарубежных стран по следующим направлениям:

1. Увеличение экспортных поставок электроэнергии в Финляндию (2х цепная ВЛ-

330 кВ и ВЛ-400 кВ).

2. Экспорт мощности и электроэнергии в Германию( линия

постоянного тока 4000 МВт на [pic]500 кВ).

3. Увеличение экспортных поставок электроэнергии из Росси в страны

восточной Европы через Украину.

4. Экспорт электроэнергии из восточных регионов и Сибири в Китай.

5. Экспорт мощности и электроэнергии из Калининградской энергосистемы в

Белорусию , Польшу , Германию .

Новые тенденции: в перспективной структуре электропотребления будут

определяться в первую очередь изменением соотношения между долей

промышленного и коммунально-бытового электропотребления. На производство

единицы сопоставимой продукции большинство российских заводов затрачивают в

2-3 раза больше энергии и топлива, чем их зарубежные конкуренты.

Причины:

1.Изношенное оборудование многих предприятий.

2.Низкий научно-технический уровень промышленности,

особенно в части энергосберегающих технологий.

3.Реконструкция энергооборудования должна сочетать

демонтаж устаревшего оборудования, замену его новым

более экономичным и экологически чистым, и продление

сроков службы оборудования высокого давления путем

замены выработавших свой ресурс узлов и деталей.

Серьезная проблема для всех стран СНГ - старение оборудования

электростанций и электрических сетей. Более 60% оборудования

эксплуатируется свыше 15 лет, в том числе более 40% свыше 25 лет. Срок

службы части электрических сетей превышает 30 лет.

[ 5 , стр. 6-7 ]

1.ВЫБОР ТИПА И МОЩНОСТИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

1.1. Составление баланса мощности по ПС

Для составления баланса мощности необходимо определить

нагрузки ПС на шинах низкого и среднего напряжения.

S=P/cos[pic] (1)

Q=[pic] (2)

W=Pmax Tmax (3)

Результаты расчетов сводим в таблицу 1.

Таблица 1.

| | | | | | |] |МВт ч |

|1 |НН10кВ |28 |13,6 |31,1 |5700 |0,9 |159600 |

|2 |НН35кВ |12 |5,7 |13,3 |4700 |0,9 |56400 |

|3 |СН35кВ |18 |8,7 |20 |3500 |0,9 |63000 |

| |НН10Кв |10 |4,8 |11,1 |3500 |0,9 |35000 |

П.С.1

Sном т.=31.1 0.7=21.77

П.С.2

Sном т.=13.3 0.7=9.31

П.С.3

Sмах п.т.=((18+10)2+(8.7+4.8)2=31.1МВА

Sном.т.=31.1 0.7=21.77

1.2 Выбор количества и мощности трансформаторов на подстанции:

на ПС1-2 2хобмоточных трансформатора ТРДН25000/110/10

на ПС2-2 2хобмоточных трансформатора ТДН10000/110/10

на ПС3-2 3хобмоточных трансформатора ТДТН 25000/110/35/10

т.к. есть потребители I и II категории.

При установке 2х трансформаторов мощность каждого трансформатора

выбирается порядка 70% от максимальной нагрузки ПС

Snom.тр[pic][pic](0,65[pic]0,7)Smax.ПС

По справочнику[6,стр109-111] выбирается ближайший по мощности

трансформатор.

Для трех обмоточного трансформатора

Smax.ПС=((Pн+Рс)2+(Qн+Qc)2 (4)

1.3.Проверяем правильно ли выбраны трансформаторы по

коэффициенту загрузки при нормальном и послеаворийном

режиме по формулам:

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

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

Для нормального режима: Кз[pic]100%

Кз(ПС1)=(31.1 100%)/(2 25)=62.2%

Кз(ПС2)=(13.3 100)/(2 10)=66.5%

Kз(ПС)=(31.1 100)/(2 25)=62.2%

Для послеаворийного режима: Кз[pic]140%

Кз(ПС1)=(31.1 100)/25=124.4%

Кз(ПС2)=(13.3 100)/10=133%

Kз(ПС)=(31.1 100)/25=124.4%

Условие выполняется , значит трансформаторы выбраны правильно. Заносим

данные трансформатора в таблицу 2.

Таблица 2.

|ПС |потреблен. |МВА |тр-ров | | |

| | | | |МВА | |

|1 |I,II,III |31.1 |2 |25 |62.2 |124.4 |

|2 |I,II,III |13.3 |2 |10 |66.5 |133 |

|3 |I,II,III |31.1 |2 |25 |62.2 |124.4 |

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

Таблица 3

|ПС |матора | | |

| | |Unom кВ |[pic|R ; Ом |X ; Ом |[pic|

| | | |]Pхх| | |]Qхх|

| | |ВН |СН |НН |кВт |ВН |СН |НН |ВН |СН|НН |кВар|

|1 |ТРДН |115 |- |10.5|25 |3,06|- |- |58.3|- |- | |

| |25000/110/10 | | | | | | | |6 | | |175 |

|2 |ТДН |115 |- |11 |14 |7,9 |- |- |136.|- |- |70 |

| |10000/110/35 | | | | | | | |5 | | | |

| |ТДТН |115 |38,5|11,0|28,5|1.5 |1.5|1.5|59.7|0 |37.5|175 |

| |25000/110/35/| | | | | | | | | | | |

| |10 | | | | | | | | | | | |

4. 1.5.Расчет приведенных нагрузок подстанции в МВА.

Подстанция 1

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

0.05+j0.33

0.11+j2.13 28+j13.6

[pic]

;(7)

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

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

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

Подстанция 2

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

0.028+j0.18

0.11+j2.13 12+j5.7

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

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

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

Подстанция 3

18.023+j8.7 0.75+j0

18+J8.7

28.169+j16.198 28.079+j15.748 0.75+j29.85

28.029+j13.6

0.023+j0

0.09+j0.45 0.05+j2.08

10.0+j4.97

10+J405

0.006+J0.168

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

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

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

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

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

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

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

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

2.СОСТАВЛЕНИЕ ВАРИАНТОВ СХЕМ

ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ И РАСЧЁТ ДВУХ ИЗ

НИХ ПРИ МАКСИМАЛЬНЫХ НАГРУЗКАХ

2,1 Составление вариантов схем сети.

N Конфигурация схемы длинна длинна

кол-во выключа-

трассы провода телей на высоком

км. км. напряжении.

А-2

2-3

156 156 3-3

Итого 11

А-6

1-2

2-2

151 302 3-2

Яиы`‰?ош1“†$ФЄzЄ[?]BЪ)_Ё K8?$}А`Y,_кЄКЄ |w›[pic]‰AЁv7|-

†¬вF,фІ1

s:EВ$fЦ‘цІ¤?K?!E0fйYEі,p |-К ЁЖ®6?Ѕ-Ў3n0;bПБ–к

‹+@[pic]БfѕtјЯsµј?хю_w?¤24ХюЗіЖDOd?рfД=IБp

?eі?

Qйт“Awыц?-

¶ф?I??ЖaoСМ Итого 12

А-4

1-2

2-2

3-2

? )f=c

TahomaRegularVersion 1.00

Tahomaяяяq‰Ё

`.Нй?ЙcЪg121 242 Итого 10

А-4

1-2

2-2

186 224 3-2

NцT

®N?АKмe)?Eо\dы?+т‚™|ЎО`!“ҐO?h2T

SA=[(28,16+j15.52 )118+(12.138+j6.1)81+(28.169+j16.198)46]/156=

=5601.832+j3070.568/156=35.9+j19.7

SA/=(28.16+j15.52)38+(12.138+j6.1)75+(28.169+J16.198)110=

=5078.99+j2829.04/156=32.6+j18.1

Делаем проверку

SA+SA/=[pic] (9)

68.5+j37.8=68.5+j37.8

Находим мощности на каждом участке и точку токораспредиления.

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

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

Подсчитываем токи на каждом участке и выберем сечение по экономической

плотности тока. Для кольцевой сети находим Тср.

[pic]; (10)

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

Участок 3-2

Imax=[pic]; (11)

Imax=(4.432+1.92/(3(110(103=25А

Участок 2-1

Imax2-1= (7.742+4.182/(3(110(103=46А

Участок А-1

ImaxA-1=(35.92+19.72/(3(110(103=214А

Участок А1-3

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

Выбор сечения проводов методом экономических интервалов.

Iр = Iмах ( (i ( (т

Для участка А1-3

Ip=196(1.05(1=205.8A

Для участка 3-2

Ip=25(1.05(1=26.25A

Для участка 2-1

Ip=46(1.05(1=48.3A

Для участка 1-А

Ip=214(1.05(1=224.7

По карте для Северного Урала район II.

Опоры – железобетон, линия одноцепная, район Сибири.

Данные сводим в таблицу:

участок |Smax: МВА |Imax:

A |Ip

A |Fct

mm2 |Iдоп

А |Iп.ав

А | |А1-3 |35,9 |196 |205,8 |240 |610 |410 | |3-2 |7,74 |25 |26,25 |120

|390 |241 | |2-1 |4,43 |46 |48,3 |120 |390 |241 | |1-А |32,6 |214 |224,7

|240 |610 |410 | |

Проверка выбранных проводов по нагреву в аварийном режиме.

А 68.5+j37.8 40.31+j22.3 28.17+j16.2

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

Iпиxy]Г)°z DWАWМ?KЬ‘еp·Йб№г9€а«8BKґ”WT„кї

??§ти8apш}Аав1-2=Iав3-2=(P2+Q2/(3(U=241A

Iав1-А=Iав3-A1=410A

Iав(Iдоп

Выбранные сечения провода проходят по нагреву.

ПАРАМЕТРЫ ЛИНИЙ.

линия |

длина.км |

марка провода |

Удельные параметры |

Расчётные параметры | | | | |r0

Ом/км |х0

Ом/км |q0

Мвар/км |R1

Ом |X1

ОМ |Qc

Mвар | |А1-3 |46 |АС-240 |0,120 |0,405 |0,0375 |5,52 |18,63 |1,73 | |3-2

|35 |АС-140 |0,249 |0,427 |0,0355 |8,72 |14,95 |1,24 | |2-1 |37 |АС-140

|0,249 |0,427 |0,0355 |9,21 |15,80 |1,31 | |1-А |38 |АС-240 |0,120 |0,405

|0,0375 |4,56 |15,39 |1,43 | |

Расчёт ведём по формулам: R=Ro(l/n; X=Xo(l/n; Qc=n(Qo(l.

Составляем схему замещения сети:

A 1

2 3

4.56+j15.39 9.21+j15.8

8.72+j14.95 5.52+j18.63

j0.72 j0.72 j0.66 j0.66

j0.62 j0.62 j0.86 j0.86

28.16+j15.52 12.14+j6.1

28.17+j16.2

&9у|r1Э ў¤+?LD2рВ‚щВ‚ї

ЗyДХЩїБТўqhf€жnП‹i^&:UПодсчитываем расчётные нагрузки ПС и упрощаем схему

замещения сети;

Sp1= Snp1-j(Qc1/2+Qc2/2)=28.16+j15.52-(0.72+0.66)=28.16+j14.14

Sp2=12.14+j6.1-j(0.66+0.62)=12.14+j4.82

Sp3=28.17+j16.2-j(0.62+0.86)=28.17+j14.72

A 35.9+j17.2 1 7.7+j3.1 2

4.4+j1.7 3 32.6+j16.4 A1

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

28.17+j14.72 j0.86

±Д3k?‘^ВАH*@ИХA??¬eE

)«чD~RL(dк}]ёУЄ;_У©~ZцEПЫўЙ/u®%?.7dIщ‘«Ч—И¤’[?]с`¬:E,¤D8uлa°W-

Ы?он«?Рij8@tLBв\lY-aD«q;[pic]‡‚`}&уТ?[?]fНаходим распределение мощностей в

схеме с учётом действительных параметров

линий по формулам:

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

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

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

GAA=28.01/28.012+64.772 =0.0056

BAA=64.77/28.012+64.772=0.013

PA=0.0056(28.2(23.45+12.1(14.24+28.2(5.52+14.1(49.38+4.8(33.58+14.7(

(18.63)+0.013(28.2(49.38+12.1(33.58+28.2(18.63-14.1(23.45+4.8(14.24+

+14.7(5.52)=35.95

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

SA=35.9+j17.2

PA1=0.0056(28.2(22.49+12.1(13.77+28.2(4.56+14.7(46.14+4.8(31.9+14.1(

(15.39)+0.013(28.2(46.14+12.1(31.9+28.2(15.39-14.7+22.49+4.8(13.77+

+14.1(4.56)=32.65

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

SA1=32.6+j16.4

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

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

Линия с двухсторонним питанием разделяется в точке потокораздела на

две радиальные линии:

35+j18.1 7.75+j4

4.4+j1.7 32.6+j14.4

j0.72 28.2+j14.1 7.7+j3.1

4.4+j1.7 28.2+j14.7 j0.86

0.61+j2.06 0.052+j0.9

0.016+j0.027 0.6+j2.04

??6-?І¬9?и±HфOЬ?МH54cТ SтвўўІ(:?п®fхюJf·ts:„tНRфЄу?ш™Ёб}Рї0A

vO“Б[pic]«йяµЦ&6Ўчµ "K?L#s И

§ГA2юФQЁекэЫЖ?2уКSЁЗTwй¤&~Зп_и:±Ф1ПмR9Tец5€€еf{L^bnЯiЗ

Бд‚@}94H?Є§Кґ8ё»Ј8tв[pic]АЇS[?]ѕё(ЇФ·эБ–Я†уD&ѕ•¬•

XЄЫҐЪV… _(хтo_%хвO^#хв?^"хв пґH.Р ?%Нv(и(W э+iѕ?)т}L*zЧ6ВжШL“Ыs%6ТКP+Е

'±йQ‘\oо#cI.ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ НА ШИНАХ ПОДСТАНЦИИ И ВЫБОР СПОСОБОВ

РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ

Максимальный режим:

4.73+j8.11

5.66+j8.03

41,18+j21.81 1 12.22+j4.91

7.04+j9.98 3

28.75+j13.82

U1=116-41.28(4.73+21.81(8.11/116=112.8кВ

U2=112.8-12.22(5.66+4.91(8.03/112.8=111.84кВ

U3=116-28.75(7.04+13.82(9.98/116=113.07кВ

Аварийный режим:

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

11.3+j16.1 2

U1=116-42(9.5+22.6(16.2/116=109.37кВ

U2=109.4-12.31(11.3+5.7(16.1/109.4=107.3кВ

Выбор способов регулирования напряжения на шинах подстанции:

Подстанция 3.

0.75+j0

18+j8.7

((

28+j15.7 0.75+j29.9

(

0.75+j18.75

10+j4.9

U0=113-28(0.75+15.7(29.9/113=108.66

Ucи?EІ>D?[?]

„@Y‡єИИк\if]—Zм8?.УЦ?N |ЖTbј6JфO1-|j^#Юx |Д[?]d? бcyмЖуЧHiЮ1Ї¬ZЧГ\b]Ѕu]5п

Щн=0

Uнн=108.66-10(0.75+4.9(18.75=107.75

Задаёмся желаемым напряжением НН

Uж(1,05(Uном.сети=1.05(10=10.5кВ

Напряжение ответвления на ВН

Uотв=Uн1(Uном.н/Uж=107.8(11/10.5=112.8кВ

По шкале Uотв.ст=112.95(-1(1.78%)

Действительное напряжение на шинах НН

Uдн=Uн1(Uнн.тр/Uот.ст=107.8(11/112.95=10.49кВ

Задаёмся желаемым напряжением СН

Uж.с=(1.05(Uн.сети=1.05(35=36.75кВ

Uд.с=108.7(38.5/112095=37.05кВ

Подстанция 1

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

(

Максимальный режим |Аварийный режим | |Uн=11208-28.1(1.53+15.2(29.18/112.8=

=108.5кВ |Uн=109.4-28.1(1.53+15.2(29.18/109.4=

=104.96кВ | |Uж(1.05(10=10.5кВ |Uж=(1.0(10=10кВ |

|Uотв=108.5(10.5/10.5=108.5кВ |Uотв=104.96(10.5/10=110.2кВ |

|Uотв.ст106,81(-4(1.78) |Uдн=104.96(10.5/106.81=10.3кВ |

|Uдн=108(10.5/106.81=10.6кВ | | |

Подстанция 2

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

(

Максимальный режим |Аварийный режим | |Uн=111.8-12.1(3.95+5.96(69.5/111.8=

=107.67кВ |Uн=107.3-12.1(3.95+5.96(69.5/11108=

=103.17кВ | |Uж(1.05(10=10.5кВ |Uж(1.0(10=10кВ |

|Uотв=107.67(11/10.5=112.79кВ |Uотв=103.17(11/10=113.48кВ |

|Uотв.ст=110.91(-2(1.78) | | |Uдн=107.67(11/110.91=10.6кВ

|Uдн=103.17(11/110.91=10.2кВ | |

Вывод: На подстанциях 1,2,3 в рассматриваемых режимах, имеющихся

на трансформаторах диапазонов регулировки напряжения оказывается достаточно

для обеспечения требуемых уровней напряжения, так как

действительные напряжения близки к желаемым.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАНОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1.Рокотян С.С. “Справочник по проектированию электроэнергетических

систем” М. “ Энергия”,1987г.

2. “ Правила устройства электроустановок” М. “ Энергия”,1988г.

3. Боровиков В.А. “Электрические сети энергетические системы”,1989г.

4. Неклепаев Б.Н. “Электрическая часть электростанций и подстанций” М.

“ Энергия”,1989г.

5. “Энергия” журнал №10 ,1996г.

6. Неклепаев Б.Н. “Электрическая часть электростанций и подстанций” М.

“ Энергия”, 1972г.

7. НТП ПС 1993г.

8. “Принципиальные электрические схемы РУ ПС 6-750 кВ”1991г.

-----------------------

l=50км

l=45км

l=75км

l=45км

l=75км

l=50км

l=75км

(8)

112.8

107,8кВ

108,7кВ

113кВ

107,3кВ

109,4кВ

116кВ

112,8кВ

113кВ

111,8кВ

46км

37км

38км

46км

35км

37км

38км

????????????????????????????????????????????????????

10,2

10,6

103,17

107,3

111,8

10.3

10.6

108.5

109.4

Рефераты

Электрические сети энергетических систем

Электрические сети энергетических систем