Проект развития электрической сети
Проект развития
электрической сети
1. Анализ существующей схемы электрической сети
района. Баланс активных и реактивных мощностей
.1
Баланс активных и реактивных мощностей
В силу одновременности процессов производства и потребления
электроэнергии в электроэнергетических сетях для каждого момента времени должно
иметь место соответствие между расходной частью баланса мощности, к которой
относится мощность нагрузок с учетом потерь в сетях и собственных нужд
электростанций, и его приходной частью, к которой относится располагаемая
мощность электростанций (с учетом обменных перетоков между энергосистемами).
При проектировании ЭС баланс мощности составляется для
определения суммарного необходимого ввода мощности на электростанциях и обмена
потоками мощности с другими ЭС.
Балансу активных мощностей сопутствует - параметр частоты,
т.е. если нагрузки неизменны, то потребляемая ими мощность влияет на частоту
сети. Балансу реактивных мощностей соответствует - параметр напряжения, т.е.
баланс реактивной мощности в проектируемой системе в целом определяет уровень
напряжения.
Баланс мощности составляется для перспективных (заданных)
нагрузок с учетом новых промышленных объектов (п/ст 6 и 7) и электростанций ЭС
- II.
1.1.1
Баланс активной мощности
В каждый момент времени в систему должно поступать от
генераторов электростанций столько энергии, сколько в этот момент необходимо
всем потребителям с учетом потерь при передаче, и баланс по активным мощностям
при неизменной частоте ∆f=0 записывается так:
, (1)
где 
- суммарная генерируемая активная
мощность электростанций; 
- суммарное потребление активной
мощности.
Баланс активной мощности в проектируемом сетевом районе (согласно
исходным данным) обеспечивается за счет обменной мощности соседней
энергосистемы - п/ст1, этот узел генерирует необходимое количество активной
мощности при ее дефиците в сетевом районе, либо потребляет ее при избытке.
Электростанция ЭС - I является ТЭЦ, используя в качестве топлива
газомазут, электростанция ЭС - II является КЭС,
топливо - газомазут. Баланс активной мощности рассматривается для режима
максимальных нагрузок.
Генерация активной мощности:
(2)
Потребление активной мощности:
Потребление активной мощности в системе слагается из нагрузок
потребителей:
, (3)
где 
- нагрузка потребителей; 
- нагрузка собственных нужд
электростанций; 
- потери мощности в линиях; 
- потери мощности в трансформаторах.
Суммарная нагрузка потребителей:
(4)
Потребление мощности на с.н. ЭС - I и II:
(5)
Потери в линиях ЛЭП, где m% процент потери:
(6)
Потери в трансформаторах:
(7)
.
(8)
Отсюда можно сделать вывод, что мощность будет передаваться в
балансирующий узел, т.е. будем продавать электроэнергию в соседнюю систему.
1.1.2
Баланс реактивной мощности
Под балансом реактивной мощности понимают равенство
генерируемой и потребляемой мощностей при допустимых отклонениях напряжения у
приемников электроэнергии. Ориентировочные потери реактивной мощности для
воздушных ЛЭП: 35 кВ принимаются 1…2%; 110 кВ принимаются 4…6%, от модуля
полной передаваемой по линии мощности. Потери в трансформаторах принимают 5…9%
от полной мощности, проходящей через трансформатор. Балансу реактивной мощности
в системе соответствует равенство:
, (9)
где 
- суммарная реактивная мощность
вырабатываемая генераторами электростанции при коэффициенте мощности не ниже
номинального; 
- мощность, генерируемая линиями
(зарядная); 
- реактивная мощность компенсирующих
устройств; 
- величина обменной реактивной мощности,
определяется соседней энергосистемой 
.
Генерация реактивной мощности:
- величину реактивной мощности поступающую от электростанций
определим по коэффициенту мощности генераторов: до 100 МВт 
; свыше 100 МВт 
тогда:
,
,
.
Реактивную мощность генерируемую воздушными одноцепными линиями
при Uсети=110 кВ примем приблизительно 
тогда с учетом проектируемых линий и
исключением линий на 35 кВ:
(10)
Баланс реактивной мощности рассматривается для режима максимальных
нагрузок.
Потребление реактивной мощности:
Потребление реактивной мощности в системе слагается из нагрузок
потребителей:
(11)
где 
- нагрузка потребителей; 
- нагрузка собственных нужд; 
- потери мощности в линиях; 
- потери мощности в трансформаторах.
Для дальнейшего расчета сведем в таблицу 3 реактивные составляющие
и полные мощности нагрузок.
Таблица 3
|
Величина
|
п/ст2 ш. 110 кВ
|
п/ст3 ш. 110 кВ
|
п/ст4 ш. 10 кВ
|
п/ст41 ш. 35 кВ
|
п/ст42 ш. 35 кВ
|
п/ст5 ш. 110 кВ
|
п/ст6 ш. 10 кВ
|
|
 45/0,733/0,4816/0,455/0,565/0,5618/0,4837/0,51
|
|
|
|
|
|
|
|
|
 31,515,847,22,82,88,6418,87
|
|
|
|
|
|
|
|
|
 54,9336,6117,555,735,7319,9741,53
|
|
|
|
|
|
|
|
Суммарная нагрузка потребителей по реактивной
мощности:
(12)
(13)
где tgφсн(ЭС)=0,62…0,75 - коэффициент мощности механизмов.
Рассчитаем потери реактивной мощности для воздушных линий 35 кВ и 
:
(14)
(15)
(16)
(17)
Рассчитаем потери в трансформаторах:
(18)
Значит, в системе избыток реактивной мощности, для того что бы его
снизить используя минимальные затраты можно с помощью изменения 
генератора. Попытаемся добиться баланса
реактивной мощности с помощью данного мероприятия, причем будем изменять на ЭС - 2 т. к. на ней нет
нагрузки со стороны НН. 
Таким образом, мощность в базисном узле Pc + jQc = 46,7+j53,2. При заданном
коэффициенте мощности системы tgjc = 0,35 необходимо
компенсировать избыточную реактивную мощность:
(19)
Изменим реактивную мощность, выдаваемую генераторами второй
электростанции. Для этого будем изменять ток возбуждения. Определим новый
коэффициент мощности:
(20)
Таким образом получаем новый косинус генераторов:
Работа генераторов ЭС - 2 с 
допустима по условию устойчивости. Дополнительные компенсирующие
устройства не требуются.
1.2
Анализ схемы электрической сети района
Схема и параметры электрической сети должны обеспечивать
надежность электроснабжения, при которой в случае отключения любой линии или
трансформатора сохраняется питание потребителей без ограничения нагрузки с соблюдением
нормативного качества электроэнергии.
1.2.1 Анализ сети 35 кВ расматриваемой
энергосистемы
Сеть 35 кВ кольцевая, источником питания являются шины 35 кВ
п/ст 4. Сеть местного значения, поэтому расчеты проводятся упрощенно.
Реконструкция в указанной сети необходима, если:
) наибольший ток: Iнб.i ≥ Iдоп;
) наибольшая потеря напряжения: DUнб.i ≥ DU доп.
Допустимые потери напряжения до конечных пунктов сети
определяют по ГОСТ - 13109 - 87 отклонениям на электроприемниках.
При проверке сети по допустимому току необходимо рассмотреть
все возможные послеаварийные режимы работы сети.
Сеть 35 кВ изображена на рисунке 2. Обозначим для удобства линии:
Л1 - 
, Л2 - 
, Л3 - 
, исходные данные и погонные параметры
проводов сведем в таблицу 4.
Таблица 4
|
№ линии
|
Исходные данные
|
Погонные
параметры
|
,
кВМарка
проводаКол-во
цепейДлина,
кмr0,
Ом/кмx0,
|
Ом/км
|
|
|
|
|
|
|
|
1
|
35
|
АС-50/8
|
1
|
18
|
0,595
|
0,431
|
|
2
|
35
|
АС-70/11
|
1
|
5
|
0,422
|
0,444
|
|
3
|
35
|
АС-50/8
|
1
|
10
|
0,595
|
0,431
|
Рисунок 2 - Сеть 35 кВ
Мощности нагрузок потребителей: 
; 
.
Расчетные сопротивления линий 1,2 и 3 соответственно: 
; 
; 
.
) Для проверки по току будем отключать одну из линий, и наибольший
ток в послеаварийном режиме определяется следующим образом:
(21)
Отключим Л1:
Рисунок 3 - Сеть 35 кВ после отключения Л1
Мощности протекающие в линиях 2 и 3:
Определим наибольший ток послеаварийного режима:
.
.
Отключим Л2:
Рисунок 4 - Сеть 35 кВ после отключения Л2
Мощности протекающие в линиях 1 и 3:
Определим наибольший ток послеаварийного режима:
.
.
Отключим Л3:
Рисунок 5 - Сеть 35 кВ после отключения Л3
Мощности протекающие в линиях 1 и 2:
Определим наибольший ток послеаварийного режима:
.
.
Таблица 5
|
№ЛЭП
|
Л1
|
Л2
|
Л3
|
|
 № откл. лин.P1
+ jQ1, МВ·А
|
P2 + jQ2, МВ·А
|
P3 + jQ3, МВ·А
|
|
|
Л1
|
-
|
10 + j5,6
|
5 + j2,8
|
|
Л2
|
10 + j5,6
|
-
|
5 +
j2,8
|
|
Л3
|
5 + j2,8
|
5 +
j2,8
|
-
|
|
Iнб.пав, А
|
189,06
|
189,06
|
94,53
|
|
nc×Fc
|
АС - 50/8
|
АС - 70/11
|
АС - 50/8
|
|
Iдоп, А
|
210
|
265
|
210
|
Наибольшие послеаварийные токи не превышают допустимых
значений, и реконструкцию проводить не надо.
2) Для проверки по допустимой потере напряжения примем за базисный
узел и разрежем сеть по п/ст 4. Сопротивления линий были рассчитаны выше: ; ; .
Рисунок 6 - Развернутая кольцевая сеть 35 кВ
Рассчитаем потоки мощности на головных участках сети:
(22)
(23)
Определим мощность протекающую по линии №3:
Проверка:
(24)
+j5,6=10+j5,6
Значит потоки определены верно. На рисунке 6 отметим точку
потокораздела. Наибольшую потерю напряжения в сети определим как сумму потерь
напряжения на участках между источниками питания и точкой потокораздела:
(25)
При этом для любого участка:
(26)
где Pi, Qi, ri, xi - потоки активной и реактивной мощности
на участке сети и его сопротивления соответственно.
Допустимые потери напряжения по нормированным отклонениям
напряжения на приемниках 
:
(27)
Небольшое отклонение напряжения в 5% регулируется на потребителях
с помощью отпаек на трансформаторах.
Для дальнейшего проведения ТЭР рассчитаем потери мощности для всех
n участков сети и нагрузку на шины 35 кВ
п/ст 4 в максимальном и минимальном режиме:
(28)
Нагрузка на шины 35 кВ п/ст 4 в максимальном режиме работы
системы:
(29)
В минимальном режиме работы системы мощность найдем с
использованием коэффициентов пропорциональности:
(30)
Наибольшие потери напряжения не превышают допустимых значений, и
реконструкцию проводить не надо.
1.2.2
Анализ работы трансформаторов
На электрических станциях и подстанциях устанавливаются
трехфазные трансформаторы и автотрансформаторы, в ряде случаев по технической
необходимости устанавливают трехфазные группы из однофазных трансформаторов.
При проектировании и эксплуатации электрических станций и п/ст принципиально
важное значение имеет выбор мощности силовых трансформаторов с учетом их
нагрузочной способности и повышение эффективности их использования. Согласно
ГОСТ 14209 - 69 аварийную перегрузку трансформаторов (kав) примем равной 140% на
время максимума, продолжительностью до 6 часов, но не более 5 суток.
Так как в рассматриваемом сетевом районе потребители в
основном 2-й категории надежности, то при выборе трансформаторов на подстанции
необходимо рассмотреть все возможные послеаварийные ситуации.
1) Рассмотрим подстанцию 4
Для понижающей подстанции - 4 надежное электроснабжение
обеспечится, если:
(31)
где nт, Sт - количество и единичная мощность трансформаторов, установленных
на подстанции; nотк - количество отключенных трансформаторов; 
- мощность в аварийном режиме,
определяется по наибольшей нагрузке с учетом возможного резервирования по сети
низкого напряжения.
Наибольшая нагрузка в нормальном режиме:
(32)
где kм - коэффициент совмещения максимума, при проектировании принимаем kм = 1, 
.
Паспортные данные трансформатора ТМТН - 6,3/110 сведены в таблицу
6 (/2/, табл. 5.14, стр. 210).
Таблица 6
|
Тип
|
 Каталожные данные
|
|
|
|
 
|
|
|
|
     
|
|
|
|
|
|
|
ТМТН - 6,3/110
|
6300
|
115
|
38,5
|
11
|
10,5
|
17
|
6
|
Определяем коэффициент аварийной перегрузки трансформаторов 2×ТМТН - 6,3/110, установленных на п/ст 4:
Параметры мощности и коэффициентов загрузки, перегрузки
трансформатора ТМТН - 6,3/110 на п/ст 4 сведем в таблицу 7.
Таблица 7
|
№ п/ст
|
Мощн. п/ст в
нормальном режиме, МВ·А
|
Мощн. п/ст в
послеавар. режиме, МВ·А
|
Кол-во
трансформаторов на п/ст
|
Номинальная
мощность трансформатора, МВ·А
|
Нагрузка тр-ра
в нормальном режиме, %
|
Нагрузка тр-ра
в послеавар. режиме, %
|
|
п/ст 4
|
14,65
|
29,29
|
2
|
6,3
|
232,5
|
464,9
|
Трансформатор ТМТН - 6,3/110 в аварийном режиме перегружен в
3,32 раза, значит нужно установить более мощный трансформатор. Для этого
рассчитаем единичную мощность:
(33)
Принимаем к установке трансформатор ТДТН - 25/110 (/2/, табл.
5.14, стр. 210).
Найдем коэффициенты загрузки и перегрузки:
, 
, 
Таблица 8
Рисунок 7 - Структурная электрическая схема п/ст - 4
) Рассмотрим ЭС - 1
На электростанциях, имеющих шины генераторного напряжения (ЭС -
1), трансформаторы связи должны обеспечить выдачу избыточной мощности в
энергосистему в нормальном режиме при работе всех генераторов, а также
резервировать электроснабжение нагрузок 10 кВ при плановом или аварийном
отключении одного из генераторов.
Рассчитаем мощность, передаваемую через трансформатор ТДН - 10/110
в трех режимах работы:
а) режим минимальных нагрузок потребителей 10 кВ:
(34)
где 
- активная и реактивная мощности
генераторов, работающих на сборные шины; рн(min), qн(min) - активная и реактивная нагрузка в минимальном режиме; рсн,
qсн - активная и реактивная мощность собственных нужд.
б) режим максимальных нагрузок потребителей 10 кВ:
(35)
где рн(max), qн(max) - активная и реактивная нагрузка в максимальном режиме;
в) послеаварийный режим при отключении одного из генераторов и
максимальной нагрузке потребителей:
(36)
где Рг(max), Qг(max) - составляющие мощности наиболее мощного отключившегося
генератора.
Из рассмотренных режимов выбираем режим с наибольшей мощностью и
проверяем выполнение условия (33):
.
Трансформатор ТДН - 10/110 в аварийном режиме перегружен в 1,94
раз, а трансформатор соединенный с генератором по блочной схеме, должен
пропускать всю вырабатываемую генератором мощность, что возможно при Sт ³ Sг.
Рассмотрим трансформатор ТДЦ - 80/110, работающий в блоке с
генератором 60 МВт.
Sт = 80
МВт, 
Sт > Sг Þ
трансформатор не требует реконструкции.
Паспортные данные трансформатора ТДЦ - 80/110 сведем в таблицу 9
(/2/, табл. 5.13, стр. 209).
Таблица 9
|
Тип
|
 Пределы регулирования
|
Каталожные
данные
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
 80 12110,510,5
|
|
|
|
|
|
Таблица 10
|
№ п/ст
|
Мощн. п/ст в
нормальном режиме, МВ·А
|
Мощн. п/ст в
послеавар. режиме, МВ·А
|
Кол-во
трансформаторов на п/ст
|
Номинальная
мощность трансформатора, МВ·А
|
Нагрузка тр-ра
в нормальном режиме, %
|
Нагрузка тр-ра
в послеавар. режиме, %
|
|
ЭС-1 Шины 10,5
кВ
|
12,86
|
27,23
|
1
|
10
|
128,6
|
272
|
|
ЭС-1 блок
|
60
|
0
|
1
|
80
|
94
|
0
|
При анализе работы трансформаторов на ЭС - 1 выяснилось, что
требуется реконструкция ТДН - 10/110, т.е. установка более мощного
трансформатора, определим его мощность:
(37)
Найдем коэффициент загрузки в максимальном режиме:
Паспортные данные трансформатора ТРДН - 25/110 сведем в таблицу
11.
Таблица 11
|
Тип
|
Пределы регулирования
|
Каталожные
данные
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
 25 11510,510,5
|
|
|
|
|
|
2. Выбор варианта развития схемы электрической
сети района
.1
Выбор схемы электростанции 2
Структурная электрическая схема зависит от состава
оборудования: число генераторов; число трансформаторов; распределения
генераторов и нагрузки между распределительными устройствами разного напряжения
и связи между ними. В курсовом проекте схема выбирается упрощенно.
Так как ЭС - 2 является КЭС, то структурная электрическая
схема показана на рисунке 9. Отсутствие мощных потребителей 6 - 10 кВ вблизи
таких станций позволяют отказаться от ГРУ. Электрическая схема КЭС на
генераторном напряжении строится по блочному принципу с питанием собственных
нужд блока от сети генераторного напряжения. Параллельная работа блоков
осуществляется на распределительном устройстве повышенного напряжения. Все
генераторы соединяются с повышающими трансформаторами. Выключатель
устанавливается на стороне ВН, поэтому все коммутации энергоблока во всех
режимах работы производятся со стороны высокого напряжения. В предложенной
схеме электрическое соединение генератора и трансформатора выполнено закрытыми
комплектными токопроводами с разделенными фазами, что обеспечивает высокую
надежность от междуфазных КЗ. Выбранная схема должна обеспечить бесперебойное
электроснабжение, простоту в ремонте и обслуживании, и перспективное расширение
станции.
На электростанции установлены мощные генераторы 2×ТФ - 60 - 2, и один ТВФ - 110 - 2. Генераторы с номинальным напряжением
10,5 кВ, поэтому потребителей собственных нужд питаем от сети генераторного
напряжения. На шинах ВН принимаем напряжение 220 кВ.
Рисунок 9 - Структурная электрическая схема ЭС - 2
Выберем число и мощность трансформаторов устанавливаемых на ЭС -
2.
Так как на ЭС - 2 три генератора, то требуется установить три
трансформатора: один генератор - один трансформатор.
На подстанциях всех категорий обычно устанавливают два
трансформатора, при этом мощность определяется из условия:
(38)
где Smax = Sнб - для
понижающих трансформаторов и Smax
= SТнб - наибольшая возможная мощность наиболее загруженной
обмотки для повышающего трансформатора и трансформатора связи.
Трансформатор соединенный с генератором по блочной схеме, должен
пропускать всю вырабатываемую генератором мощность, что возможно при Sт ³ Sг. В пункте 1.1.2 изменили , соответственно 
.
1) 2×ТФ - 60 - 2 с номинальной
активной мощностью 60 МВт и реактивной 35,4 МВАр каждый:
полная мощность генератора:
, (39)
мощность с.н.:
, (40)
минимальная мощность трансформатора:
. (41)
Подставив значения из (39) и (40) в (41) получим:
) 1×ТВФ - 110
- 2 с номинальной активной мощностью 110 МВт и реактивной 64,9 МВАр, используя
формулы (39), (40) и (41) найдем мощность трансформатора:
Результаты проведенного расчета сведем в таблицу 12.
Таблица 12
|
Объект
|
Мощность в
максимальном режиме, МВ·А
|
Мощность в
минимальном режиме, МВ·А
|
Число тр - ров
|
Тип установ -
го трансформатора
|
К3%
|
|
ЭС - 2
|
65,94
|
65,94
|
1
|
ТДЦ - 80/220
|
0,82
|
|
65,94
|
65,94
|
1
|
ТДЦ - 80/220
|
0,82
|
|
120,88
|
120,88
|
1
|
ТДЦ - 125/220
|
0,97
|
Трансформаторы выбирали из (/2/ табл. 5.17 стр. 212)
Таблица 13
|
Тип
|
Пределы регулирования
|
Каталожные
данные
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
 8024210,511
|
|
|
|
|
|
Таблица 14
|
Тип
|
Пределы регулирования
|
Каталожные
данные
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
 12524210,511
|
|
|
|
|
|
Рисунок 10 - Структурная электрическая схема ЭС - 2
На КЭС установили трехфазные двухобмоточные трансформаторы: 2×ТДЦ - 80/220 на работу с двумя
генераторами мощностью по 60 МВт каждый; и ТДЦ - 125/220 на работу с
генератором мощностью 110 МВт. Удовлетворяют требованию Sт ³ Sг, трансформаторы работают без перегруза.
2.2 Выбор конфигурации схемы сети и расчёт
примерных потоков мощности
Выбор схемы электрической сети заключается в определении:
) схем выдачи мощности от существующих (новых)
электростанций;
) пунктов размещения новых п/ст, связей между ними и схем
присоединения п/ст к существующим и вновь сооружаемым сетям;
) объема реконструкции существующих линий и п/ст, достигших
физического или морального износа;
) количества и мощности трансформаторов на п/ст;
) предварительных схем электрических соединений
электростанций и п/ст.
При проектировании схем электрических сетей должна
обеспечиваться экономичность их развития и функционирование с учетом
рационального сочетания сооружаемых элементов сети с действующими. Необходимо
наметить несколько вариантов конфигурации схемы сети, которые представлены на
рисунках с 11 по 15, и в дальнейшем они будут сопоставлены друг другу. Выбор
оптимального варианта развития электрической сети является наиболее важной и
наиболее специфической задачей. В ряде случаев изменение основной схемы сети
влечет за собой необходимость изменения номинального напряжения сети в целом и
ее отдельных частей, поэтому схема сети и ее номинальные напряжения находятся в
тесной технико - экономической взаимосвязи, поэтому выбор схемы и номинального
напряжения сети (или ее частей) должны производиться одновременно.
Расчет приближенного потокораспределения в предложенных
вариантах сети проведем с использованием программного модуля Netcad.exe.
Определим мощность потребляемую на п/ст - 4:
Мощность поступающая от электростанций ЭС - 1 и ЭС - 2 определятся
как:
Предварительно выберем схемы под номерами 4 и 5, как наиболее
оптимальные варианты развития электрической сети. Преимущества схем: 1)
надежное электроснабжение потребителей; 2) возможность дальнейшего развития; 3)
рациональное сочетание новых сооружаемых линий с действующими. Для дальнейшего
расчета вбираем схемы 4 и 5.
.3 Определение номинального напряжения участков
сети
Выбор номинальных напряжений линий электропередачи и
подстанций производится в проекте по схеме развития электрической сети в целом
и при проектировании конкретных объектов. Номинальное напряжение зависит от
мощности, передаваемой по линии и от длины. Предварительный выбор напряжения
проведем по эмпирической формуле Г.А. Илларионова:
(42)
где Uэк - наивыгоднейшее напряжение (кВ); L - длина линии (км); Р - передаваемая мощность на одну цепь (МВт).
Таблица 15
|
№ЛЭП
|
Длина, км
|
Мощность на
одну цепь, МВт
|
 , кВ , кВ
|
|
|
Схема 4
|
|
1
|
60
|
43,9
|
123,77
|
110
|
|
2
|
40
|
52,3
|
128,8
|
110
|
|
3
|
50
|
21,1
|
88,22
|
110
|
|
4
|
60
|
41,5
|
120,76
|
110
|
|
5
|
40
|
72,4
|
145,82
|
110
|
|
6
|
30
|
19,1
|
82,32
|
110
|
|
7
|
30
|
15,1
|
74,08
|
110
|
|
8
|
20
|
37,2
|
104,14
|
110
|
|
9
|
50
|
89,2
|
162,16
|
220
|
|
10
|
55
|
89,3
|
162,23
|
220
|
|
Схема 5
|
|
1
|
60
|
44,4
|
124,38
|
110
|
|
2
|
40
|
52,3
|
128,8
|
110
|
|
3
|
50
|
39,5
|
116,8
|
110
|
|
4
|
60
|
21,7
|
89,97
|
110
|
|
5
|
40
|
52,4
|
128,87
|
110
|
|
6
|
30
|
34,9
|
106,42
|
110
|
|
7
|
30
|
15,1
|
74,08
|
110
|
|
8
|
46
|
37,5
|
113,57
|
110
|
|
9
|
50
|
85
|
159,29
|
220
|
|
10
|
55
|
93,5
|
167,06
|
220
|
.4 Выбор количества и мощности трансформаторов
Выбор количества трансформаторов (автотрансформаторов)
зависит от требований к надежности электроснабжения питающихся от подстанций
потребителей и является, таким образом, технико-экономической задачей.
На подстанциях с высшим напряжением 220 кВ и выше, как
правило, устанавливаются автотрансформаторы, обладающие рядом преимуществ по
сравнению с трансформаторами (меньше масса, стоимость и потери энергии при той
же мощности). На подстанциях с высшим напряжением 110 кВ устанавливают
трансформаторы.
В практике проектирования на подстанциях всех категорий
предусматривается, как правило, установка двух трансформаторов. Несмотря на то,
что на большинство новых подстанций на первом этапе устанавливается по одному
трансформатору, удельный вес двухтрансформаторных подстанций растет.
1) Рассмотрим подстанцию 6
Для понижающей подстанции - 6 надежное электроснабжение
обеспечится согласно формуле (31):
где nт, Sт - количество и единичная мощность трансформаторов, установленных
на подстанции; nотк - количество отключенных трансформаторов; 
- мощность в аварийном режиме,
определяется по наибольшей нагрузке. Нагрузка 
= 37+j18,87 МВ·А.
Рассчитаем единичную мощность согласно формуле (33):
Принимаем к установке трансформатор ТРДН - 40/110 (/2/, табл.
5.13, стр. 209).
Найдем коэффициенты загрузки и перегрузки:
, 
, 
Паспортные данные устанавливаемого трансформатора ТРДН - 40/110
сведем в таблицу 16.
Таблица 16
|
Тип
|
Пределы регулирования
|
Каталожные
данные
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
 4011510,510,5
|
|
|
|
|
|
Рисунок 16 - Структурная электрическая схема п/ст - 6
2) Рассмотрим подстанцию 7
Для понижающей подстанции - 7 надежное электроснабжение
обеспечится согласно формуле (31):
где nт, Sт - количество и единичная мощность трансформаторов, установленных
на подстанции; nотк - количество отключенных трансформаторов; - мощность в аварийном режиме,
определяется по наибольшей нагрузке. Нагрузка 
= 15+j6,3 МВ·А.
Рассчитаем единичную мощность согласно формуле (33):
Принимаем к установке трансформатор ТДН - 16/110 (/2/, табл. 5.13,
стр. 209).
Найдем коэффициенты загрузки и перегрузки:
, 
, 
Паспортные данные устанавливаемых трансформаторов ТДН - 16/110
сведем в таблицу 17.
Таблица 17
|
Тип
|
Пределы регулирования
|
Каталожные
данные
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
 161151110,5
|
|
|
|
|
|
3) Рассмотрим связь ЭС - 2 с сетью 110 кВ
При напряжении 220 кВ на ЭС - 2, необходимо для связи с
остальной системой 110 кВ выбрать автотрансформаторы связи. Мощность,
проходящая через эти автотрансформаторы:
Так как связь с остальной сетью осуществляется по двум линиям, то
и автотрансформаторов должно быть два, nт = 2.
Мощность проходящая по одной линии в послеаварийном режиме составляет 
. Определяем единичную мощность
автотрансформатора:
Принимаем к установке автотрансформатор АТДЦТН - 200/220/110 (/2/
табл. 5.18 стр. 214)
Паспортные данные устанавливаемого автотрансформатора АТДЦТН -
200/220/110 сведем в таблицу 18.
Таблица 18
|
Тип
|
Каталожные данные
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
АТДЦТН -
200/220/110
|
200000
|
230
|
121
|
10,5
|
11
|
32
|
20
|
2.5 Выбор сечения проводов
Выбор экономических сечений проводов является одной из
важнейших задач проектирования и сооружения электрических сетей т. к. связан со
значительными капиталовложениями.
При выборе экономических сечений для линий напряжением до 500
кВ нужно пользоваться нормированными обобщенными показателями. К ним относятся:
значение экономической плотности тока для основных районов
страны;
экономические токовые интервалы для каждой марки провода.
В первом случае сечение проектируемой линии электропередачи где 
- нормированное значение экономической
плотности тока, 
; 
- коэффициент, учитывающий изменение тока нагрузки по годам
эксплуатации, 
; 
- расчетный ток линии при ее эксплуатации (он должен
соответствовать условиям нормальной работы сети).
Во втором случае в связи с применением на линиях унифицированных
опор, капитальные затраты и ежегодные отчисления изменяются дискретно, поэтому
для выбора экономических сечений целесообразно использовать метод экономических
интервалов. Воспользуемся для этого таблицей экономических интервалов токовых
нагрузок для сталеалюминиевых проводов (тип опор: одноцепные, двухцепные;
материал опор: железобетон; район по гололеду: II; ОЭС Сибири)
1)
Схема 4
Для схемы 4 выберем сечение вновь сооружаемых участков сети.
При выборе будем полагать, что используются стальные опоры и район по гололёду
- второй. Линия сооружается на территории Сибири, поэтому пользуемся таблицей
для ОЭС Сибири. В таблице 19 представлен предварительный выбор сечений ЛЭП:
Таблица 19
|
№ линии
|
Кол - во цепей
|
Uном, кВ
|
Рmax, МВт
|
 , мм2
|
|
7
|
2
|
110
|
15,1
|
70
|
|
8
|
2
|
110
|
37,2
|
240
|
|
9
|
1
|
220
|
89,2
|
300
|
|
10
|
1
|
220
|
89,3
|
300
|
Провода следует проверить по:
·
короне
(для сетей с напряжением более 35кВ);
·
механической
прочности (для сетей с напряжением менее 35кВ);
·
допустимым
по нагреву току в нормальном и послеаварийном режиме;
·
условию
протекания токов КЗ (для кабельных линий).
По короне наши провода проходят, а проверка по нагреву
произведена ниже.
2)
Схема 5
Для схемы 5 выберем сечение вновь сооружаемых участков сети.
При выборе будем полагать, что используются стальные опоры и район по гололёду
- второй. Линия сооружается на территории Сибири, поэтому пользуемся таблицей
для ОЭС Сибири. В таблице 20 представлен предварительный выбор сечений ЛЭП:
Таблица 20
|
№ линииКол - во
цепейUном, кВРmax, МВт, мм2
|
|
|
|
|
|
7
|
2
|
110
|
15,1
|
70
|
|
8
|
2
|
110
|
37,2
|
240
|
|
9
|
1
|
220
|
85
|
300
|
|
10
|
1
|
220
|
93,5
|
300
|
Провода следует проверить по:
·
короне
(для сетей с напряжением более 35кВ);
·
механической
прочности (для сетей с напряжением менее 35кВ);
·
допустимым
по нагреву току в нормальном и послеаварийном режиме;
·
условию
протекания токов КЗ (для кабельных линий).
По короне наши провода проходят, а проверка по нагреву
произведена ниже.
2.6 Расчёт параметров схемы замещения
Параметры проводов определим по справочнику (/2/ табл. 3.8
стр. 74 и табл. 3.9 стр. 75) результаты занесём в таблицы 21 и 22.
Схема
4
Таблица 21
|
Линия №
|
Сечение
|
Длина
|
Погонные
параметры
|
Параметры
|
|
|
|
Ro, Ом/км
|
Xо, Ом/км
|
Bо, мкСм/км
|
R, Ом
|
Х, Ом
|
B, мСм
|
|
1
|
60
|
0,244
|
0,427
|
2,66
|
7,32
|
12,81
|
0,320
|
|
2
|
2×150/24
|
40
|
0,204
|
0,420
|
2,71
|
4,1
|
8,4
|
0,217
|
|
3
|
150/24
|
50
|
0,204
|
0,420
|
2,71
|
10,2
|
21
|
0,135
|
|
4
|
150/24
|
60
|
0,204
|
0,420
|
2,71
|
12,24
|
25,2
|
0,162
|
|
5
|
120/19
|
40
|
0,244
|
0,427
|
2,66
|
9,76
|
17,08
|
0,106
|
|
6
|
95/16
|
30
|
0,301
|
0,434
|
2,61
|
9,03
|
13,02
|
0,078
|
|
7
|
2×70/11
|
30
|
0,422
|
0,444
|
2,55
|
6,33
|
6,66
|
0,153
|
|
8
|
2×240/32
|
20
|
0,118
|
0,405
|
2,81
|
1,18
|
4,05
|
0,112
|
|
9
|
300/39
|
50
|
0,096
|
0,429
|
2,65
|
4,8
|
21,45
|
0,133
|
|
10
|
300/39
|
55
|
0,096
|
0,429
|
2,65
|
5,28
|
23,6
|
0,146
|
Схема
5
Таблица 22
|
Линия №
|
Сечение
|
Длина
|
Погонные
параметры
|
Параметры
|
|
|
|
Ro, Ом/км
|
Xо, Ом/км
|
Bо, мкСм/км
|
R, Ом
|
Х, Ом
|
B, мСм
|
|
1
|
2×120/19
|
60
|
0,244
|
0,427
|
2,66
|
7,32
|
12,81
|
0,320
|
|
2
|
2×150/24
|
40
|
0,204
|
0,420
|
2,71
|
4,1
|
8,4
|
0,217
|
|
3
|
150/24
|
50
|
0,204
|
0,420
|
2,71
|
10,2
|
21
|
0,135
|
|
4
|
150/24
|
60
|
0,204
|
0,420
|
2,71
|
12,24
|
25,2
|
0,162
|
|
5
|
120/19
|
40
|
0,244
|
0,427
|
2,66
|
9,76
|
17,08
|
0,106
|
|
6
|
95/16
|
30
|
0,301
|
0,434
|
2,61
|
9,03
|
13,02
|
0,078
|
|
7
|
2×70/11
|
30
|
0,422
|
0,444
|
2,55
|
6,33
|
6,66
|
0,153
|
|
8
|
2×240/32
|
46
|
0,118
|
0,405
|
2,81
|
2,71
|
9,32
|
0,260
|
|
9
|
300/39
|
50
|
0,096
|
0,429
|
2,65
|
4,8
|
21,5
|
0,135
|
|
10
|
300/39
|
55
|
0,096
|
0,429
|
2,65
|
5,3
|
23,6
|
0,146
|
2.7 Анализ работы электрической сети 110 кВ
Для
каждого из двух намеченных вариантов сети необходимо провести ряд расчётов.
Необходимо рассмотреть все возможные послеаварийные ситуации. Для этого
необходимо последовательно отключить каждую линию и для каждой из схем
рассчитать потокораспределение. Т.к. в выбранных нами вариантах сети
используются автотрансформаторы связи между ЭС - II и сетью 110кВ, то
необходимо это учесть и привести сопротивления автотрансформатора к 110 кВ, и
учесть в соответствующих ЛЭП сопротивление, потерями холостого хода
пренебрегаем. Активные потери автотрансформатора в его обмотках будут постоянны
при разных напряжениях (110 и 220 кВ), то справедливо:
(43)
где 
- сопротивления автотрансформатора
даны в справочнике т. к. все автотрансформаторы на 220 кВ и их сопротивления
приведены к ВН.
Аналогично рассуждая приведем реактивные сопротивления
трансформатора:
.
В вариантах №4 и №5 автотрансформаторы установлены на одних и тех
же подстанциях (4 и 5), что значительно упрощает дальнейшую задачу расчета.
Необходимо также перевести линии 220 кВ на 110.
Учитывая дополнительные сопротивления автотрансформатора,
определим сопротивления одноцепных линий подключенных от ЭС - II к подстанциям 4 и 5 на напряжение 110 кВ:
где 
- сопротивление линии длиной 55
км; 
- сопротивление линии длиной 50
км.
Провести такой расчёт вручную - трудоёмкая задача. Для её решения
воспользуемся программой расчёта сети Netcad.
Проверка проводов по нагреву по справочнику (/2/ табл. 3.15 стр. 82) Результаты
расчёта удобно привести в таблицах: для схемы 4 таблица 23; для схемы 5 в
таблица 24:
По результатам проведенного анализа работы сети 110 кВ
выяснилось что, в схеме №4 (рис. 14) реконструируем линии 3,4,5,6, и сооружаем
новые линии 7,8,9,10. В схеме №5 (рис. 15) реконструируем линии 3,4,5,6, и
сооружаем новые линии 7,8,9,10. Обе сети в нормальном режиме работают не
перегружаясь.
Определим для каждой схемы сети наибольшие потери напряжения,
они должны удовлетворять условию:
(44)
В нормальном режиме для схемы: №4 DUнб =
13,9%; для схемы №5 DUнб = 12,7%, а в послеаварийных режимах DUнб превышает 20%, но установленные трансформаторы позволяют
скомпенсировать это.
Заключение
В ходе выполнения курсового проекта разработан вариант
развития районной электрической сети. Для существующей сети составлен баланс
активных и реактивных мощностей с учетом перспективы развития, и было
определено, что система является избыточной. Значит, есть возможность продажи
мощности в соседнюю систему, но с условием tgjc=0…0,35, которое было выполнено. Проведен анализ сети 110 кВ и 35
кВ: сечения некоторых линий пришлось увеличить для повышения пропускной
способности; выбраны к установке более мощные трансформаторы. Все линии и
трансформаторы в нормальном режиме работают не перегружаясь.
На трансформаторах и автотрансформаторах с помощью
регулирования отпаек обеспечено необходимое качество электроэнергии у
потребителя с отклонением напряжения, не превышающим допустимого по ГОСТу.
Рассчитанный вариант сети обеспечивает надежное и
качественное электроснабжение потребителей с минимальными потерями и
наименьшими затратами.
сеть электрический трансформатор подстанция
Список
литературы
1. Электрические
системы и сети: Учебное пособие по курсовому проектированию. Булатов Б.Г.,
Комиссарова Е.Д., Худоносов Г.В. - Челябинск: ЮУрГУ, 1998 г.
2. Справочник
по проектированию электроэнергетических сетей. /Под редакцией Файбисовича Д.Л.,
- М.: Изд - во НЦ ЭНАС, 2006 г.
. Справочник
по проектированию электроэнергетических систем. /Под редакцией Рокотяна С.С,
Шапиро И.М.-Москва: Энергия, 1985 г.
. Электрическая
часть станций и подстанций: Справочное пособие для курсового и дипломного
проектирования: Учебное пособие для ВУЗов. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. - М.:
Энергоатомиздат, 1989 г.
. Электрические
сети и системы: Учебное пособие для ВУЗов. Блок В.М. - М.: Высшая школа, 1986
г.
. ПУЭ.
- М.: Энергоатомиздат, 1985 г.