Xreferat.com » Остальные рефераты » Электрическая сеть района системы 110 кВ

Электрическая сеть района системы 110 кВ

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: [email protected]



Министерство энергетики РФ


Невинномысский энергетический техникум


КУРСОВОЙ ПРОЕКТ


Предмет: Электрические сети энергетических систем


Специальность: 1001


Группа: 128


Тема: "Электрическая сеть района системы 110 кВ"

Разработал: Демченко В.В.


Руководитель: Озина Н.В.


2001 г


1999




Обозначение

Наименование документа

1

КП.1001.128.07.34.ВД

Ведомость документа

2


Задание

3

КП.1001.128.07.34.ПЗ

Пояснительная записка

4

КП.1001.128.07.34.ЭССП

Электрическая схема сети потокораздела









































































КП.1001.128.07.34.ВД











Изм

Лист

докум.

Подпись

Дата

Электрическая сеть района системы 110кВ

Литера

Лист

Листов

Разраб.

Демченко В.


8.11.01

К

1

1

Руковод.

Озина Н.В.



НЭТ










ЗАДАНИЕ


Исходные данные

Координаты ПС района электрической сети системы

Координата

Номера ПС

Связь с другим районом системы на ПС

1

2

3

4

С

Y, км

0

11

36

30

22

ПС3

ПС1

X, км

35

20

21

45

6


Приходит: ПС3 42+j20,

Уходит: ПС1 10+j4 МВА


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


Максимальный режим

Минимальный режим

Номера подстанций


%

cos

1

2

3

4

cos

12,0

20

57,4

32,1

0,87

70

0,83


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 кВтч

Коэффициент удорожания Кув=10


ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА







КП.1001.128.07.34.ПЗ











Изм

Лист

докум.

Подпись

Дата

Электрическая сеть района системы 110кВ

Литера

Лист

Листов

Разраб.

Демченко В.



Руковод.

Озина Н.В.



НЭТ









стр.




1

Введение

2

Выбор типа, числа и мощности силовых трансформаторов


3

Приведение нагрузок к высшей стороне трансформаторов



в максимальном и минимальном режимах работы


4

Разработка вариантов схем электрической сети района


5

Электрический расчет электрической сети двух вариантов



до определения потерь и уровней напряжения


6

Разработка схем присоединения ПС к электрической сети


7

Технико-экономическое сравнение вариантов электрической


сети и выбор из них наивыгоднейшего


8

Определение потерь т уровней напряжения для выбранного варианта


в максимальном режиме нагрузок потребителей в нормальном режиме

9

Электрический расчет выбранного варианта в минимальном режиме


Нагрузок потребителей в нормальном режиме работы

10

Электрический расчет одного наиболее тяжелого аварийного



режима при максимальных нагрузках потребителей


11

Выбор ответвлений трансформаторов и определение



Напряжений на низшей стороне ПС во всех режимах работы


12

Список используемой литературы


























КП.1001.128.07.34.ПЗ











Изм

Лист

докум.

Подпись

Дата

Электрическая сеть района системы 110кВ

Литера

Лист

Листов

Разраб.

Демченко В.



Руковод.

Озина Н.В.



НЭТ









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:

Sном(0,65-0,7)S

где S – общая нагрузка подстанции на трансформаторы.

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

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

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

ПС4: Sном(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

ПС

Тип трансформатора

Snom МВА

Сочетание напряжений

Рхх МВт

Ркз МВт

uk%

Ixx%

Rт Ом

Хт Ом

ВН

НН

1

ТДН-10000/110

10

115

11

0,014

0,06

10,5

0,9

7,935

138,863

2

ТДН-16000/110

16

115

11

0,021

0,09

10,5

0,8

4,649

86,789

3

ТРДН-40000/110

40

115

10,5

0,042

0,16

10,5

0,7

1,323

34,716

4

ТРДН-25000/110

25

115

10,5

0,025

0,12

10,5

0,75

2,539

55,545

[2, с.377, П.3-2]

RТ и ХТ – приведенные сопротивления к высшей стороне трансформатора, которые определены по формулам:

[2, с.239, ф.11-2] [2, с.240, ф.11-5]


RТ1 = 0,061152/102 = 7,935 Ом ХТ1 = 10,51152/10010 = 138,863 Ом

RТ2 = 0,091152/162 = 4,649 Ом ХТ2 = 10,51152/10016 = 86,789 Ом

RТ3 = 0,161152/402 = 1,323 Ом ХТ3 = 10,51152/10040 = 34,716 Ом

RТ4 = 0,121152/252 = 2,539 Ом ХТ4 = 10,51152/10025 = 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]

Sm1=0,06(13,793/10)2/2+j10,513,7932/(20010) = 0,057+j0,999 МВА

Sm2=0,09(22,989/16)2/2+j10,522,9892/(20016) = 0,093+j1,734 МВА

Sm3=0,16(65,977/40)2/2+j10,565,9772/(20040) = 0,218+j5,713 МВА

Sm4=0,12(36,897/25)2/2+j10,536,8972/(20025) = 0,057+j0,999 МВА

Определяем приведенную мощность без учета потерь холостого хода

S`пр=S+Sm

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 = 20,014+j(20910/100) = (0,028+j0,18) МВА

S2 = 20,021+j(20,816/100) = (0,042+j0,256) МВА

S3 = 20,042+j(20,740/100) = (0,084+j0,56) МВА

S4 = 20,025+j(20,7525/100) = (0,05+j0,375) МВА

Определяем мощность, приведенную к высшей стороне трансформатора

Sпр=S`пр+Sхх

Sпр1 = (12,057+j7,8)+(0,028+j0,18) = (51.54+j35.59) МВА

Sпр2 = (20,093+j13,069)+(0,042+j0,256) = (47.95+j32.93) МВА

Sпр3 = (57,618+j38,243)+(0,084+j0,56) = (19.53+j13.54) МВА

Sпр4 = (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 = РМАКС70/100

Р1 = 1270/100 = 8,4 МВА

Р2 = 2070/100 = 14 МВА

Р3 = 57,470/100 = 40,18 МВА

Р4 = 32,170/100 = 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]

Sm1=0,06(10,12/10)2/2+j10,510,122/(20010) = 0,031+j0,538 МВА

Sm2=0,09(16,867/16)2/2+j10,516,8672/(20016) = 0,050+j0,934 МВА

Sm3=0,16(48,41/40)2/2+j10,548,412/(20040) = 0,117+j3,076 МВА

Sm4=0,12(27,072/25)2/2+j10,527,0722/(20025) = 0,070+j1,539 МВА

Определяем приведенную мощность без учета потерь холостого хода

S`пр=S+Sm

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 = 20,014+j(20910/100) = (0,028+j0,18) МВА

S2 = 20,021+j(20,816/100) = (0,042+j0,256) МВА

S3 = 20,042+j(20,740/100) = (0,084+j0,56) МВА

S4 = 20,025+j(20,7525/100) = (0,05+j0,375) МВА

Определяем мощность, приведенную к высшей стороне

Sпр=S`пр+Sхх

Sпр1 = (8,431+j6,183)+j(0,028+j0,18) = (8,459+j6,363) МВА

Sпр2 = (14,05+j10,342)+j(0,042+j0,256) = (14,092+j10,598) МВА

Sпр3 = (40,297+j30,077)+j(0,084+j0,56) = (40,381+j30,637) МВА

Sпр4 = (22,54+j16,639)+j(0,05+j0,375) = (22,590+j17,014) МВА


Результаты расчетов сводим в таблицу 3.1.


Таблица 3.1.

ПС

Тип трансформатора

кол-во


P

Q

Pm

Qm

P'пр

Q'пр

Pxx

Qxx

Pпр

Qпр

-

-

-

-

МВт

Мвар

МВт

Мвар

МВт

Мвар

МВт

Мвар

МВт

Мвар

1

ТДН-10000/110

2

Максимальный режим работы сети

12

6,801

0,057

0,999

12,057

7,800

0,028

0,18

12,085

7,980

2

ТДН-16000/110

2

20

11,335

0,093

1,734

20,093

13,069

0,042

0,256

20,135

13,325

3

ТРДН-40000/110

2

57,4

32,530

0,218

5,713

57,618

38,243

0,084

0,56

57,702

38,803

4

ТРДН-25000/110

2

32,1

18,192

0,131

2,859

32,231

21,051

0,05

0,375

32,281

21,426

1

ТДН-10000/110

2

Минимальный режим работы сети

8,4

5,645

0,031

0,538

8,431

6,183

0,028

0,18

8,459

6,363

2

ТДН-16000/110

2

14

9,408

0,050

0,934

14,050

10,342

0,042

0,256

14,092

10,598

3

ТРДН-40000/110

2

40,18

27,001

0,117

3,076

40,297

30,077

0,084

0,56

40,381

30,637

4

ТРДН-25000/110

2

22,47

15,100

0,070

1,539

22,540

16,639

0,05

0,375

22,590

17,014


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. Uном=110 кВ.

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

Iнорм.р = 131,8/2 = 65,9 А

Определяем расчетный ток при выборе сечений проводов методом экономических интервалов

Iр = Iнорм.рiT = 65,91.051 = 69,2 А

ai – 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.

aT – 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 I0ДОП=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

Д1-2 = Д2-3 == 4,27 м

Д3-1 = 4+4 = 8 м

Дсрюг= =

= 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



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

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

S1-2 = 22,225+j11,612-j0,571 = (22,225+j11,041)

Если Вам нужна помощь с академической работой (курсовая, контрольная, диплом, реферат и т.д.), обратитесь к нашим специалистам. Более 90000 специалистов готовы Вам помочь.
Бесплатные корректировки и доработки. Бесплатная оценка стоимости работы.

Поможем написать работу на аналогичную тему

Получить выполненную работу или консультацию специалиста по вашему учебному проекту

Похожие рефераты: