Для нормального просмотра необходимо иметь шрифт ISOCPEUR

Выполняю расчеты курсового по сетям 110 кВ. Возможно оформление курсового проекта. Пример выполнения расчета и возможного оформления приведен ниже.

Со всеми вопросами обращаться:

E-mail: sety@HotBox

ЗАДАНИЕ

Исходные данные

Координаты ПС района электрической сети системы

Приходит: ПС3 42+j20,

Уходит: ПС1 10+j4 МВА

Нагрузки ПС МВт в максимальном режиме работы потребителей и минимальном режиме в % от максимального.

Время использования максимальной нагрузки Тмах=4000 ч

Коэффициент участия в максимуме нагрузки Куч=0,8

Номинальное напряжение линий на вторичной стороне ПС 10 кВ

Высшая категория потребителей (1)

Напряжения на шинах ПС в режиме максимальных нагрузок 115 кВ, в режиме минимальных нагрузок 114 кВ в послеаварийном режиме 115 кВ

Климатический район по гололеду III

Стоимость потеряной электроэнергии принять 0,28 руб за кВтч

Коэффициент удорожания Кув=10

1. ВВЕДЕНИЕ.

Основные концептуальные подходы к реконструкции и техническому перевооружению электрических сетей и проект программы технического перевооружения электрических сетей РАО ЕЭС России на 2001-2005 гг. были рассмотрены на совместном заседании НТС РАО ЕЭС России и НС Российской академии наук по проблемам надежности и безопасности больших систем энергетики 2 ноября 2000 г. в Пятигорске.

Определены проблемные, требующие глубокой научно-технической проработки основополагающие задачи технического перевооружения и реконструкции электрических сетей на длительную перспективу направленные на:

• Повышение гибкости и управляемости ЕЭС России

• Обеспечение высокой надежности работы электрических сетей

• Обновление устаревшего действующего парка основного и вспомогательного силового оборудования ВЛ и подстанций

• Исследование эксплуатационного ресурса электротехнического оборудования, конструкций и сооружений (в том числе проводов, изоляции, металлических и железобетонных опор) ВЛ

• Оптимизацию первичных системообразующих и распределительных подстанций

• Придание качественно нового уровня электрическим сетям в процессе их технического перевооружения и реконструкции

• Минимизацию коммерческих и технологических потерь в электрических сетях

• Обеспечение безопасности и экологической приемлемости электрических сетей

Энергосистемам, предприятиям городских электрических сетей и сетей сельскохозяйственного назначения рекомендовано учитывать в проектах разработанные РОСЭП принципы и требования, высокий технический уровень распределительных сетей нового поколения.

Включить в концепцию технического перевооружения и реконструкции ВЛ напряжением 110 кВ и выше раздел по кабельным сетям. Рассмотреть в нем перспективы применения новых типов кабелей с синтетической изоляцией. Распространить концепцию на период 15-20 лет. Расширить перечень содержащихся в ней технических рекомендаций, включив в концепцию перспективные технологии и оборудование:

• Дискретно управляемые реакторные группы для компенсации зарядной мощности линий электропередачи

• Сверхпроводимое оборудование: кабели, ограничители токов короткого замыкания, индуктивные накопители электроэнергии (СПИН)

• Многофункциональные коммутационные аппараты и нелинейные ограничители перенапряжений (ОПН)

• Синхронизированные управляемые выключатели

• Внедрение на ВЛ напряжением 220-750 кВ улучшенной системы подвески проводов для больших переходов, применение многорезонансных гасителей вибрации, использование полимерных изоляторов нового поколения и грозозащитных тросов типа "алюмовед"

• Подмагничивание магнитопроводов в сетях 110 кВ и выше от тиристорных преобразователей

• Применение полностью управляемых преобразователей или асинхронизированных синхронных компенсаторов

• Освоение технологии векторного управления режимами электроэнергетических систем

Рекомендовано разработать в рамках концепции научно-техническую программу создания и освоения новых электросетевых технологий и оборудования с учетом определенных основополагающих задач технического перевооружения и реконструкцию электрических сетей на длительную перспективу.

Предложено более подробно проработать инвестиционные механизмы реализации программ технического перевооружения и реконструкции электрических сетей, учесть при этом недопустимость нецелевого использования амортизационных отчислений в электрических сетях; предусмотреть переоценку соответствующих основных фондов, внесение инвестиционной составляющей в тариф и использование прибыли для целей технического перевооружения и реконструкции электрических сетей.

2. ВЫБОР ТИПА, ЧИСЛА И МОЩНОСТИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ.

Так как на всех подстанциях в составе нагрузки имеются потребители 1 категории, как правило, предусматривают установку двух трансформаторов. Меньшее количество недопустимо по условию надежности электроснабжения, а большее может быть целесообразным лишь при большом различии нагрузок в часы максимума и минимума и эта целесообразность должна быть доказана технико-экономическим сравнением. Тогда при установке на каждой из подстанций двух трансформаторов мощность каждого из них должна соответствовать условию:

S_ном(0,65-0,7)S

где S – общая нагрузка подстанции на трансформаторы.

ПС1: S_ном(0,65-0,7)Р/cos=(0,65ч0,7)12/0,87=(9-9,7) МВА

ПС2: S_ном(0,65-0,7)Р/cos=(0,65ч0,7)20/0,87=(15-16) МВА

ПС3: S_ном(0,65-0,7)Р/cos=(0,65ч0,7)57,4/0,87=(42,9-46) МВА

ПС4: S_ном(0,65-0,7)Р/cos=(0,65ч0,7)32,1/0,87=(24-25,8) МВА

Предусматриваем к установке трансформаторы с регулированием напряжения под нагрузкой с РПН в нейтрали 16%; 9 ступеней, дающее возможность регулировать напряжение в течение суток, с паспортными величинами которые заносим в таблицу 2.1.

Таблица 2.1

[2, с.377, П.3-2]

R_Т и Х_Т – приведенные сопротивления к высшей стороне трансформатора, которые определены по формулам:

[2, с.239, ф.11-2] [2, с.240, ф.11-5]

R_Т1 = 0,06115²/10² = 7,935 Ом Х_Т1 = 10,5115²/10010 = 138,863 Ом

R_Т2 = 0,09115²/16² = 4,649 Ом Х_Т2 = 10,5115²/10016 = 86,789 Ом

R_Т3 = 0,16115²/40² = 1,323 Ом Х_Т3 = 10,5115²/10040 = 34,716 Ом

R_Т4 = 0,12115²/25² = 2,539 Ом Х_Т4 = 10,5115²/10025 = 55,545 Ом

3. ПРИВЕДЕНИЕ НАГРУЗОК К ВЫСШЕЙ СТОРОНЕ ТРАНСФОРМАТОРОВ В МИНИМАЛЬНОМ И МАКСИМАЛЬНОМ РЕЖИМАХ РАБОТЫ.

3.1. Максимальный режим.

Нагрузка на низшей стороне заданна активной мощностью и задан cos.

Тогда S = P/cos;

Q₁ = Мвар

Q₂ = Мвар

Q₃ = Мвар

Q₄ = Мвар

Определяем потери мощности в обмотках трансформаторов, с учетом того, что нагрузка распределяется одинаково на два трансформатора.

[2, с.247, ф.11-9,11-10]

S_m1=0,06(13,793/10)²/2+j10,513,793²/(20010) = 0,057+j0,999 МВА

S_m2=0,09(22,989/16)²/2+j10,522,989²/(20016) = 0,093+j1,734 МВА

S_m3=0,16(65,977/40)²/2+j10,565,977²/(20040) = 0,218+j5,713 МВА

S_m4=0,12(36,897/25)²/2+j10,536,897²/(20025) = 0,057+j0,999 МВА

Определяем приведенную мощность без учета потерь холостого хода

S`_пр=S+S_m

S`_пр1=(12+j6,801)+(0,057+j0,999)=(12,057+j7,8) МВА

S`_пр2=(20+j11,335)+(0,093+j1,734)=(20,093+j13,069) МВА

S`_пр3=(57,4+j32,53)+(0,218+j5,713)=(57,618+j38,243) МВА

S`_пр4=(32,1+j18,192)+(0,057+j0,999)=(32,231+j21,051) МВА

Определяем потери мощности на холостом ходу

[2, с.246, ф.11-7]

S₁ = 20,014+j(20910/100) = (0,028+j0,18) МВА

S₂ = 20,021+j(20,816/100) = (0,042+j0,256) МВА

S₃ = 20,042+j(20,740/100) = (0,084+j0,56) МВА

S₄ = 20,025+j(20,7525/100) = (0,05+j0,375) МВА

Определяем мощность, приведенную к высшей стороне трансформатора

S_пр=S`_пр+S_хх

S_пр1 = (12,057+j7,8)+(0,028+j0,18) = (51.54+j35.59) МВА

S_пр2 = (20,093+j13,069)+(0,042+j0,256) = (47.95+j32.93) МВА

S_пр3 = (57,618+j38,243)+(0,084+j0,56) = (19.53+j13.54) МВА

S_пр4 = (32,231+j21,051)+(0,05+j0,375) = (36+j24.54) МВА

3.2. Минимальный режим.

Активная нагрузка на низшей стороне в минимальном режиме определяется как 70% нагрузки в максимальном режиме.

Р = Р_МАКС70/100

Р₁ = 1270/100 = 8,4 МВА

Р₂ = 2070/100 = 14 МВА

Р₃ = 57,470/100 = 40,18 МВА

Р₄ = 32,170/100 = 22,47 МВА

Нагрузка на низшей стороне заданна активной мощностью и задан cos.

Тогда S = P/cos;

Q₁ = Мвар

Q₂ = Мвар

Q₃ = Мвар

Q₄ = Мвар

Определяем потери мощности в обмотках трансформаторов, с учетом того, что нагрузка распределяется одинаково на два трансформатора.

[2, с.247, ф.11-9,11-10]

S_m1=0,06(10,12/10)²/2+j10,510,12²/(20010) = 0,031+j0,538 МВА

S_m2=0,09(16,867/16)²/2+j10,516,867²/(20016) = 0,050+j0,934 МВА

S_m3=0,16(48,41/40)²/2+j10,548,41²/(20040) = 0,117+j3,076 МВА

S_m4=0,12(27,072/25)²/2+j10,527,072²/(20025) = 0,070+j1,539 МВА

Определяем приведенную мощность без учета потерь холостого хода

S`_пр=S+S_m

S`_пр1=(8,4+j5,645)+j(0,031+j0,538)=(8,431+j6,183) МВА

S`_пр2=(14+j9,408)+j(0,050+j0,934)=(14,05+j10,342) МВА

S`_пр3=(40,18+j27,001)+j(0,117+j3,076)=(40,297+j30,077) МВА

S`_пр4=(22,47+j15,1)+j(0,070+j1,539)=(22,54+j16,639) МВА

Определяем потери мощности на холостом ходу

[2, с.246, ф.11-7]

S₁ = 20,014+j(20910/100) = (0,028+j0,18) МВА

S₂ = 20,021+j(20,816/100) = (0,042+j0,256) МВА

S₃ = 20,042+j(20,740/100) = (0,084+j0,56) МВА

S₄ = 20,025+j(20,7525/100) = (0,05+j0,375) МВА

Определяем мощность, приведенную к высшей стороне

S_пр=S`_пр+S_хх

S_пр1 = (8,431+j6,183)+j(0,028+j0,18) = (8,459+j6,363) МВА

S_пр2 = (14,05+j10,342)+j(0,042+j0,256) = (14,092+j10,598) МВА

S_пр3 = (40,297+j30,077)+j(0,084+j0,56) = (40,381+j30,637) МВА

S_пр4 = (22,54+j16,639)+j(0,05+j0,375) = (22,590+j17,014) МВА

Результаты расчетов сводим в таблицу 3.1.

Таблица 3.1.

Составляем Г-образную схему замещения трансформатора на которой в верхней строке показываем мощности соответствующие минимальному режиму, а в нижней строке показываем мощности соответствующие максимальному режиму работы.

4. РАЗРАБОТКА ВАРИАНТОВ СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ РАЙОНА СИСТЕМЫ

Предлагаемые варианты схем электрической сети должны в одинаковой степени отвечать требованиям надежности электроснабжения и в тоже время по возможности меньше требовать для своего исполнения коммутационной аппаратуры и протяженности линий. Разработка вариантов ведется комплексно, то есть схема сети намечается с учетом схем коммутации подстанций, числа присоединений, взаимного географического положения подстанций, баланса мощностей района.

По заданным координатам подстанций в масштабе М1:10⁶ (в 1 мм – 1 км) найдем место расположения подстанций и наметим два различных варианта схемы электрической сети.

В первом варианте примем разомкнутую сеть. При питании подстанций с ответственными потребителями от разомкнутой сети, необходимо питать их от двух линий. Линия С-3 и одноцепная, так как связь с другим районом обеспечивает надежность питания подстанции.

Во втором варианте примем простую замкнутую сеть с одноцепными ЛЭП.

ВАРИАНТ 1. ВАРИАНТ 2.

Рис.4.1 рис. 4.2

5. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ СЕТИ ДВУХ ВАРИАНТОВ В МАКСИМАЛЬНОМ РЕЖИМЕ ДО ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОТЕРЬ И УРОВНЕЙ НАПРЯЖЕНИЯ

5.1. Расчет первого варианта.

5.1.1. Расчет линии 2-1.

Линия двухцепная, длиной 18 км. U_ном=110 кВ.

Мощность в конце линии 2-1 равна S_пр.пс1 плюс мощность, уходящая в другой район системы. S₂=S_пр.пс1+S

S₂ = 12,085+j7,98+10+j4= 22,085+j11,98== 25,125 МВА

Определяем ток линии

Так как линия двухцепная, то ток нормального режима в одной цепи равен

I_норм.р = 131,8/2 = 65,9 А

Определяем расчетный ток при выборе сечений проводов методом экономических интервалов

I_р = I_норм.р_i_T = 65,91.051 = 69,2 А

a_i – коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам, который для линий 110-220 кВ можно принять равным 1,05; что соответствует математическому ожиданию этого коэффициента в зоне наиболее часто встречающихся темпов роста нагрузки.

a_T – коэффициент, зависящий от времени использования максимальной нагрузки, номинального напряжения линии и коэффициента участия в максимуме нагрузки.

Принимаем железобетонные опоры типа ПБ-110-4, и по [5.с.280.] для III района по гололеду выбираем сечения проводов в каждой цепи 95 мм² с предельной экономической нагрузкой на одну цепь 80 А.

Принимаем провод АС-95/16 с допустимым током I_0ДОП=330 А, что больше тока нормального режима работы и тока общей нагрузки I=131,8 А, который будет проходить в одной цепи, при отключении другой. Ro=0.299 Ом/км, d=13,5 мм. Конструктивная схема принятой опоры для расчета среднего геометрического расстояния между фазами представлена на рисунке 5.1.

Определяем индуктивное сопротивление на один километр

. [2.с.70.ф.3-6]

2 м

1

Д_1-2 = Д_2-3 == 4,27 м

Д_3-1 = 4+4 = 8 м

Д_срюг= =

= 5,26 м = 5260 мм

[2, с.69.ф.3-5]

3,5 м 4 м

2

4 м

3

рис.5.1.

Определяем емкостную проводимость линии на 1 км.

[2.с.213.ф.10-5]

Определяем эквивалентное сопротивление линии

R = ЧRoЧl = Ч0,299Ч18 = 2,691 Ом [2.с.67.ф.3-1]

X = ЧXoЧl = Ч0,432Ч18 = 3,889 Ом [2.с.72.ф.3-9]

где n число цепей в линии.

Зарядная мощность на одном конце ЛЭП

[2.с.215.ф.10-8б]

Составляем «П»-образную схему замещения

S_кон = 22,085+j11,98-j0,571 = (22,085+j11,409) МВА

S_нач = 22,085+j11,409+0,14+j0,203 = (22,225+j11,612) МВА

S_1-2 = 22,225+j11,612-j0,571 = (22,225+j11,041)