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]

|№ |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 |
| | | | | | |
| | | | | | |
|Из|Лис|№ докум. |Подпи|Дат|Электрическая сеть района |Литер|Лист |Листов|
|м |т | |сь |а |системы 110кВ |а | | |
|Разраб|Демченко | |8.1| |К |1 |1 |
|. |В. | |1.0| | | | |
| | | |1 | | | | |
|Руково|Озина | | | |НЭТ |
|д. |Н.В. | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |

ЗАДАНИЕ

Исходные данные

Координаты ПС района электрической сети системы

|Координат|Номера ПС |Связь с |
|а | |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 кВт(ч
Коэффициент удорожания Кув=10
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
|ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| |
| | | | | |КП.1001.128.07.34.ПЗ |
| | | | | | |
| | | | | | |
|Из|Лис|№ докум. |Подпи|Дат|Электрическая сеть района |Литер|Лист |Листов|
|м |т | |сь |а |системы 110кВ |а | | |
|Разраб|Демченко | | | | | | |
|. |В. | | | | | | |
|Руково|Озина | | | |НЭТ |
|д. |Н.В. | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
|№ | |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 |
| | | | | | |
| | | | | | |
|Из|Лис|№ докум. |Подпи|Дат|Электрическая сеть района |Литер|Лист |Листов|
|м |т | |сь |а |системы 110кВ |а | | |
|Разраб|Демченко | | | | | | |
|. |В. | | | | | | |
|Руково|Озина | | | |НЭТ |
|д. |Н.В. | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |

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
| |Ом/км |мм |Ом/км |см/км |км |Ом |Ом |Мвар |
|С-2 |0,122 |21,6 |0,401 |2,835(10|18 |2,196 |7,214 |0,309 |
| | | | |-6 | | | | |
|2-1 |0,159 |18,8 |0,409 |2,772(10|18 |2,862 |7,37 |0,302 |
| | | | |-6 | | | | |
|1-4 |0,299 |13,5 |0,430 |2,634(10|30 |8,97 |12,905 |0,478 |
| | | | |-6 | | | | |
|3-4 |0,159 |18,8 |0,409 |2,772(10|25 |3,975 |10,236 |0,419 |
| | | | |-6 | | | | |
|С-3 |0,122 |21,6 |0,401 |2,835(10|20 |2,44 |8,016 |0,343 |
| | | | |-6 | | | | |

5.2.5. Нагрузки узлов с учетом зарядной мощности.

Так как в узлах 1,2,3,4 только потребление реактивной мощности, то по 1 закону Кирхгофа зарядная мощность во всех узлах будет вычитаться.

5.2.6. Расчет потокораспределения в нормальном режиме работы по нагрузкам узлов с учетом зарядной мощности и по формулам через сопротивления линий.

Поток головного участка SС-2:

Проверка SC’-3:

Результат совпал с ранее вычисленным, значит расчет потокораспределения выполнен правильно.

5.1.7. Расчет потерь мощности.

5.2.8. Потокораспределение в схеме с учетом потерь мощности.

Снос производим на точки «С» балансирующего узла от точки потокораздела
«4» (рис.5.10.) используя 1 закон Кирхгофа.

6. ОКОНЧАТЕЛЬНАЯ РАЗРАБОТКА СХЕМ ПОДСТАНЦИЙ

Согласно норм технологического проектирования сетей, исходя из числа присоединений (число ЛЭП + число трансформаторов), вида ПС, напряжения на высшей стороне ПС, принимаем следующие схемы ПС на высшем напряжении:

Вариант 1:
ПС1 число присоединений 5 +1секционный выключатель
ПС2 число присоединений 6 +1секционный выключатель
ПС3 число присоединений 6 +1секционный выключатель
ПС4 число присоединений 4

Для подстанций 1,2,3 принимаем схему одна секционированная система шин с обходной с совмещенными секционным и обходным выключателем. Для подстанции
4 – два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны шин.

Вариант 2:
ПС1 число присоединений 5 +1секционный выключатель
ПС2 число присоединений 4
ПС3 число присоединений 5 +1секционный выключатель
ПС4 число присоединений 4

Для подстанций 1,3 принимаем схему одна секционированная система шин с обходной с совмещенными секционным и обходным выключателем. Для подстанции
2,4 – мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов.

Для подстанции «С» в обеих вариантах - две рабочие системы шин с обходной, так как предполагается, что это мощная узловая подстанция с большим числом присоединений.

7. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ

К основным техническим показателям относятся: надежность электроснабжения и долговечность объекта в целом и отдельных его частей, условия обслуживания, количество обслуживающего персонала, расход цветного металла на провода, величина номинального напряжения сети.

Сравнение вариантов по таким показателям как надежность электроснабжения, оперативная гибкость схемы, качество напряжения обычно не проводиться, так как по этим показателям рассматриваемые варианты должны удовлетворять в одинаковой степени. В сравнении также не учитываются трансформаторы и потери в них, РУ низшего напряжения, так как они в обоих вариантах одинаковые.

Расчетные приведенные затраты, без учета ущерба от недоотпуска электроэнергии

З=0,12(К+Иа,р+Ипот, [2, стр. 84, ф. 4-17] где К - капитальные затраты получаем умножением УПС на число единиц оборудования и учитывая коэффициент увеличения стоимости (Кув=10) по сравнению со стоимостью на год составления справочника.
Иа,р- ежегодные отчисления на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание.

Ипот- стоимость потерянной электроэнергии.

, где (Р – в часы максимального режима.

(- время наибольших потерь. Без учета влияния cos( определим по формуле

( - стоимость потерянного кВт*ч равная 0,28 руб/кВтч или 280 руб/МВт*ч

Экономически целесообразным оказался второй вариант, у которого меньше не только приведенные расчетные затраты, но и меньше капиталовложения. Поэтому дальнейшие расчеты ведем для второго варианта.

Экономические показатели первого варианта Таблица 7.1.
| |МВА |МВА |кВ |А |мм2 |А | |
|С-2 |77.916+j53.|94.44 |115 |474|АС-240/39 |610 |проходи|
| |38 | | | | | |т |
|2-1 |56.408+j36.|67 |111.16|348|АС-185/29 |510 |проходи|
| |157 | | | | | |т |
|1-4 |33.379+j22.|40.27 |108.3 |211|АС- 95/16 |330 |проходи|
| |527 | | | | | |т |
|4-3 | | | | |АС-185/29 |510 |проходи|
| | | | | | | |т |
|С-3 |15.82+j18.8|24.6 |115 |123|АС-240/39 |610 |проходи|
| |49 | | | | | |т |

11. ВЫБОР ОТВЕТВЛЕНИЙ ТРАНСФОРМАТОРОВ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАПРЯЖЕНИЙ НА НИЗШЕЙ

СТОРОНЕ ПОДСТАНЦИЙ ВО ВСЕХ РЕЖИМАХ РАБОТЫ

Согласно ПУЭ, в часы максимальных нагрузок напряжение должно быть не ниже
105% номинального напряжения сети. В проекте все ПС имеют нагрузку на стороне 10 кВ. тогда желаемое напряжение будет:

Общая формула коэффициента трансформации

Максимальное возможное число ступеней регулирования у этих трансформаторов М=9. диапазон регулирования 16%. Тогда, величина одной ступени регулирования будет равна В%=16/9=1,78%, или В = 1,78(115/100
= 2,05 кВ.

11.1. Расчет для подстанции 1.

Напряжение на высшей стороне трансформаторов ПС1 UВС=110,23 кВ.
Напряжение на высшей стороне условно идеального трансформатора:

Желаемый коэффициент трансформации:

Подставим вместо «М» неизвестное число ступеней «Х» со знаком «-», так как КЖ

Вернуться