Проектирование электрической сети 110 кВ для пяти подстанций

Тип работы:
Дипломная
Предмет:
Физика


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Аннотация

Разработаны варианты развития сети. Спроектированы линии электропередачи 110 кВ и подстанция. Произведён выбор основного оборудования и токоведущих частей.

Произведён механический расчёт проводов.

Рассчитаны токи короткого замыкания на спроектированной подстанции.

Произведён анализ безопасности и экологичности проекта. Рассчитана молниезащита воздушных линий электропередачи.

Проведено технико-экономическое обоснование проекта.

Содержание

Введение

1. Исходные данные на проектирование электрической сети

2. Разработка схем электрической сети района

3. Предварительное распределение мощностей

3.1 Предварительное распределение мощностей для варианта 1

3.2 Предварительное распределение мощностей для варианта 2

3.3 Предварительное распределение мощностей для варианта 3

3.4 Предварительное распределение мощностей для варианта 4

3.5 Предварительное распределение мощностей для варианта 5

4. Выбор номинальных напряжений линий

5. Выбор сечения и марок проводов

5.1 Выбор сечений и марок проводов для варианта 1

5.2 Выбор сечений и марок проводов для варианта 2

5.3 Выбор сечений и марок проводов для варианта 3

5.4 Выбор сечений и марок проводов для варианта 4

5.5 Выбор сечений и марок проводов для варианта 5

6. Определение потерь мощности в линиях

7. Выбор трансформаторов

8. Определение потерь мощности в трансформаторах

9. Баланс активных и реактивных мощностей в системе

10. Выбор схем подстанций

11. Технико-экономическое сравнение вариантов

12. Электрический расчет максимального режима

13. Электрический расчет минимального режима

14. Электрический расчет послеаварийного режима

15. Механический расчет проводов

16. Проектирование электрической части подстанции

16.1 Составление структурной схемы подстанции

16.2 Расчёт количества линий

16.3 Выбор схем распределительных устройств

16.4 Схема собственных нужд подстанции

16.5 Расчёт токов короткого замыкания

16.6 Выбор выключателей и разъединителей

16.7 Выбор измерительных трансформаторов тока

16.8 Выбор измерительных трансформаторов напряжения

16.9 Выбор токоведущих частей

16. 10 Выбор конструкции распределительных устройств

17. Безопасность и экологичность проекта

17.1 Повышенный уровень электромагнитных излучений

17.2 Повышенное значение напряжения в электрической цепи, замыкание

которой может произойти через тело человека

17.3 Расчет молниезащиты воздушной линии электропередач 110 кВ

17.4 Оценка экологичности проекта

18. Организационно — экономическая часть18.1 Маркетинговые исследования

18.2 Анализ технического уровня проекта и его конкурентоспособности

18.3 Требования стандартов ИСО 9000 системы менеджмента качества при

проектировании сети 110 кВ и ее эксплуатации

18.4 Определение стоимости разработки проекта в УГАТУ

18.5 Затраты на создание сети 110 кВ

18.6 Технико-экономическое сравнение вариантов

18.7 Расчет денежных потоков

18.8 Анализ результатов

Заключение

Список литературы

Введение

Электрической сетью называется устройство, соединяющее источники питания с потребителями электроэнергии. От свойств и работы электрической сети зависит качество электроснабжения потребителей. К электрическим сетям предъявляются определённые технико-экономические требования. Поэтому электрические сети должны тщательно рассчитываться, специально проектироваться и квалифицированно эксплуатироваться.

Основным назначением электрических сетей является электроснабжение потребителей. Под этим обычно понимают передачу электроэнергии от источников питания и распределение её между потребителями.

Электроэнергетика, определяющая электровооруженность труда, принадлежит к ведущим отраслям индустрии и имеет опережающее развитие, что является основой технического прогресса промышленности и повышения уровня всего общественного производства. Электроэнергия является наиболее универсальным видом энергии. Широкое применение электроэнергии во всех отраслях промышленности объясняется относительной простотой ее производства, передачи, распределения между потребителями и легкостью превращения в другие виды энергии. Развитие электроэнергетики в нашей стране идет по пути создания больших энергосистем и централизованной выработки электроэнергии на базе крупных тепловых (в том числе атомных) и гидравлических станций, что наиболее эффективно в технико-экономическом отношении. Мощность энергосистем непрерывно растет, и эта тенденция развития энергетики будет сохраняться и в будущем.

Развитие энергетики России, усиление связей между энергосистемами требует расширения строительства электроэнергетических объектов, в том числе электрических сетей напряжением 110 кВ переменного тока.

Из основного назначения электрической сети следует, что она должна обеспечивать достаточную надёжность электроснабжения. Опыт показывает, что практически все элементы электрической сети иногда могут повреждаться. При надлежащем качестве эксплуатации сети повреждения возникают из-за климатических условий.

Электрическая сеть является существенным звеном в цепи электроснабжения потребителей и поэтому влияет на изменение показателей качества электроэнергии. Практически важно, чтобы электроэнергия доставлялась потребителям с допустимыми показателями ее качества, например, при соответствующих величинах напряжений. При этом также не следует предъявлять чрезмерные требования. Снижение влияния сети или мероприятия по улучшению показателей качестве электроэнергии могут обходиться достаточно дорого. Поэтому экономически более обоснованным обычно является изготовление электроприемников, допускающих некоторые отклонения показателей качества энергии от номинальных значений. Эти приемлемые отклонения должны обеспечиваться экономически обоснованными путями. В частности, это относится к выбору параметров элементов сети и применению дополнительных устройств, позволяющих улучшать указанные показатели до приемлемых значений. Наконец, электрическая сеть как любое инженерное сооружение должна быть экономичной. При этом требование экономичности должно обеспечиваться при условии выполнения указанных выше технических требований. Это значит, что должны приниматься наиболее совершенные технические решения, должно обеспечиваться более полное и рациональное использование применяемого оборудования, за работой электрической сети должен осуществляться систематический контроль. Для получения более рациональных решений и для обеспечения наиболее экономичной работы сети требуется проведение соответствующих расчетов. Текущий контроль за работой сети позволяет своевременно воздействовать на условия работы сети в целях повышения соответствующих технико-экономических показателей.

Требование экономичности является наиболее общим. В конечном счете требования обоснованной надежности электроснабжения и обеспечения наивыгоднейших показателей качества электроэнергии также сводятся к условиям обеспечения большей экономичности. Однако они имеют и самостоятельное значение, так как основаны на типовых решениях и являются важными показателями для всей системы электроснабжения.

Производство электроэнергии растет во всем мире, что сопровождается ростом числа электроэнергетических систем, которое идет по пути централизации выработки электроэнергии на крупных электростанциях и интенсивного строительства линий электропередач и подстанций.

Проектирование электрической сети, включая разработку конфигурации сети и схемы подстанции, является одной из основных задач развития энергетических систем, обеспечивающих надёжное и качественное электроснабжение потребителей. Качественное проектирование является основой надёжного и экономичного функционирования электроэнергетической системы.

Задача проектирования электрической сети относится к классу оптимизационных задач, однако не может быть строго решена оптимизационными методами в связи с большой сложностью задачи, обусловленной многокритериальностью, многопараметричностью и динамическим характером задачи, дискретностью и частичной неопределенностью исходных параметров.

В этих условиях проектирование электрической сети сводится к разработке конечного числа рациональных вариантов развития электрической сети, обеспечивающих надёжное и качественное электроснабжение потребителей электроэнергией в нормальных и послеаварийных режимах. Выбор наиболее рационального варианта производится по экономическому критерию. При этом все варианты предварительно доводятся до одного уровня качества и надёжности электроснабжения. Экологический, социальный и другие критерии при проектировании сети учитываются в виде ограничений.

1. Исходные данные для проектирования

В данном дипломном проекте требуется спроектировать электрическую сеть для электроснабжения потребителей подстанций. Основные исходные данные приведены в таблице 1.1.

Питание электрической сети осуществляется от одного источника неограниченной мощности А. Коэффициент мощности потребителей всех подстанций принимался равным 0,9.

В режиме минимальных нагрузок величина нагрузки составляет 30% от максимальной.

Вторичное напряжение подстанций потребителей равно 10 кВ.

Потребители электроэнергии всех подстанций имеют 67% нагрузки 1-й и 2-й категории и 33% - 3-й категории.

Электрическая сеть проектируется для II района по гололеду и III района — по ветру.

Таблица 1. 1- Основные исходные данные для курсового проектирования

Расчетная активная нагрузка подстанций на шинах вторичного напряжения, МВт

Число часов использования максимума нагрузок

Р1

Р2

Р3

Р4

Р5

Р6

Тм

40

25

35

25

15

20

4500

Рисунок 1.1 — План проектируемого района

Таблица 1. 2- Расстояния между узлами

Ветвь

Длина, км

А — 1

24

А — 2

20

А — 3

20

1 — 2

20

2 — 4

30

4 — 6

30

3 — 5

37

4 — 5

16

5 — 6

10

2. Разработка схем электрической сети района

Из конечного множества вариантов схем соединения источников питания с потребителями электрической энергии выбраны пять, характеризующиеся одинаковой надежностью, но различной протяженностью (рисунок 2. 1). В соответствии с [16] потребители I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания, и перерыв в их электроснабжении допускается лишь на период автоматического включения резервного питания. В большинстве случаев двухцепная линия не удовлетворяет требованиям надежности электроснабжения потребителей I категории, так как при повреждении опор при гололеде возможен полный перерыв питания. Для таких потребителей необходимо предусматривать не менее двух отдельных линий. Для потребителей II категории в большинстве случаев также предусматривают питание по двум отдельным линиям либо по двух цепной линии. Однако, учитывая непродолжительность времени аварийного ремонта воздушных линий, электроснабжение нагрузок II категории допускается производить по одной воздушной линии. Для потребителей III категории достаточно питания по одной линии.

Вариант1 Вариант2

Вариант3 Вариант4

Вариант5

Рисунок 2.1 — Варианты схем проектируемого района

3. Предварительное распределение мощностей

3.1 Предварительное распределение мощностей для варианта 1

«Разрежем» схему первого варианта по источникам питания. Получим две независимых схемы (рисунок 3. 1). Обе схемы представляет собой линии с двухсторонним питанием. Найдём потоки активной мощности в них:

Рисунок 3.1 — Распределение мощностей для варианта 1

МВт;

МВт;

МВт;

МВт;

МВт.

3.2 Предварительное распределение мощностей для варианта 2

Рисунок 3.2 — Распределение мощностей для варианта 2

МВт;

МВт;

МВт;

МВт;

МВт;

МВт;

МВт.

3.3 Предварительное распределение мощностей для варианта 3

Рисунок 3.3 — Распределение мощностей для варианта 3

МВт;

МВт;

МВт;

МВт;

МВт;

МВт.

3.4 Предварительное распределение мощностей для варианта 4

Рисунок 3.4 — Распределение мощностей для варианта 4

МВт;

МВт;

МВт;

МВт;

МВт.

3.5 Предварительное распределение мощностей для варианта 5

Рисунок 3.5 — Распределение мощностей для варианта 5

МВт;

МВт;

МВт;

МВт;

МВт.

4. Выбор номинальных напряжений

Номинальное напряжение определяют по формуле:

, (4. 1)

где l — длина линии;

Р — мощность, передаваемая по линии.

Для остальных линий расчет аналогичен. Поэтому полученные результаты сводим в таблицу.

Таблица 4.1 — Номинальные напряжения для варианта 1

Линия

А-3

3−5

5−6

6−4

4−2

1−2

А-1

Напряжение, кВ

130,76

114,28

81,26

42,47

84,66

107,24

138,74

Принимаем номинальное напряжение линий кВ.

Таблица 4.2 — Номинальные напряжения для варианта 2

Линия

А-3

3−5

5−6

А-1

1−2

А-2

2−4

Напряжение, кВ

128,34

108,5

75,59

116,07

75,89

92,62

92,58

Принимаем номинальное напряжение линий кВ.

Таблица 4.3 — Номинальные напряжения для варианта 3

Линия

А-3

3−5

5−6

А-1

1−2

А-2

2−4

Напряжение, кВ

128,34

108,5

75,59

109,54

75,89

118,92

92,58

Принимаем номинальное напряжение линий кВ.

Таблица 4.4 — Номинальные напряжения для варианта 4

Линия

А-3

3−5

5−6

6−4

4−2

А-2

А-1

Напряжение, кВ

126,04

102,88

69,43

10,05

98,64

123,05

109,54

Принимаем номинальное напряжение линий кВ.

Таблица 4.5 — Номинальные напряжения для варианта 5

Линия

А-3

3−5

5−4

2−1

4−2

5−6

А-1

Напряжение, кВ

131,8

116,75

49,97

105,18

80,63

75,59

137,63

Принимаем номинальное напряжение линий кВ.

5. Выбор сечения и марки проводов

5.1 Выбор сечений и марок проводов для варианта 1

Токи в линиях определяют по формуле:

, (5. 1)

где Uн — номинальное напряжение линии.

А;

А;

Для остальных линий расчет аналогичен. Поэтому полученные результаты целесообразно свести в таблицу.

Таблица 5.1 — Токи линий

Линия

А-3

3−5

5−6

6−4

4−2

2−1

А-1

Ток, А

217,68

231,23

143,75

27,12

118,68

235,35

234,33

Выбираем сталеалюминевые провода, для которых экономическая плотность тока:

.

Расчетные сечения проводов определяют по формуле:

, (5. 2)

где — экономическая плотность тока.

мм2.

Таблица 5.2 — Расчетные сечения проводов

Линия

А-3

3−5

5−6

6−4

4−2

2−1

А-1

Сечение, мм2

197,89

210,21

130,68

24,65

107,89

213,95

213

В соответствии с полученными расчетными сечениями проводов выбираем марку провода и длительно допустимые токи. Проверку производят при протекании максимального тока по линии по условию:

Iав < Iдоп. (5. 3)

Таблица 5.3 — Марка проводов и длительно допустимые токи

Линия

Ток участка, А

Сечение

Число цепей

Вид аварии

Iав, А

Iдоп, А

А-3

435,35

АС-240

2

Обрыв 1ц

435,35

605

3−5

231,23

АС-240

1

Обрыв 2−1

520,78

605

5−6

143,75

АС-240

1

Обрыв 2−1

289,55

475

6−4

27,12

АС-70

1

Обрыв 3−5

170,87

265

4−2

118,68

АС-120

1

Обрыв 3−5

289,55

390

2−1

235,35

АС-240

1

Обрыв 3−5

524,9

605

А-1

468,59

АС-240

2

Обрыв 1ц

468,59

605

Выбранные провода удовлетворяют заданному условию.

5.2 Выбор сечений и марок проводов для варианта 2

Таблица 5.4 — Токи в линиях

Линия

А-3

3−5

5−6

6−4

4−2

2−1

А-2

А-1

Ток, А

2•204,1

2•102,1

2•58,32

27,12

2•72,9

98,09

222,66

273,05

Выбираем сталеалюминевые провода, для которых экономическая плотность тока:

.

Таблица 5.5 — Расчетные сечения проводов

Линия

А-3

3−5

5−6

А-2

4−2

2−1

А-1

Сечение, мм2

185,56

92,78

53,02

202,42

66,27

89,17

248,2

В соответствии с полученными расчетными сечениями проводов выбираем марку провода и длительно допустимые токи.

Таблица 5.6 — Марка проводов и длительно допустимые токи

Линия

Ток участка

Сечение

Число цепей

Вид аварии

Iав, А

Iдоп, А

А-3

408,23

АС-240

2

Обрыв 1ц

408,23

610

3−5

204,12

АС-95

2

Обрыв 1ц

204,12

330

5−6

116,64

АС-70

2

Обрыв 1ц

116,64

265

А-2

222,66

АС-240

1

Обрыв А-1

466,55

610

А-1

273,05

АС-240

1

Обрыв А-2

516,94

610

1−2

98,09

АС-95

1

Обрыв А-2

243,89

330

2−4

145,8

АС-70

2

Обрыв 1ц

145,8

265

Выбранные провода удовлетворяют заданному условию

5.3 Выбор сечений и марок проводов для варианта 3

Таблица 5.7 — Токи в линиях

Линия

А-3

3−5

5−6

4−2

А-2

А-1

Ток, А

2•204,1

2•102,1

2•58,32

2•72,9

2•131,22

2•116,64

Выбираем сталеалюминевые провода, для которых экономическая плотность тока:

.

Таблица 5.8 — Расчетные сечения проводов

Линия

А-3

3−5

5−6

А-2

4−2

А-1

Сечение, мм2

185,56

92,78

53,02

119,29

66,27

106,04

В соответствии с полученными расчетными сечениями проводов выбираем марку провода и длительно допустимые токи.

Таблица 5.9 — Марка проводов и длительно допустимые токи

Линия

Ток участка

Сечение

Число цепей

Вид аварии

Iав, А

Iдоп, А

А-3

408,23

АС-240

2

Обрыв 1ц

408,23

610

3−5

204,12

АС-95

2

Обрыв 1ц

204,12

330

5−6

116,64

АС-70

2

Обрыв 1ц

116,64

265

А-2

262,43

АС-240

2

Обрыв 1ц

262,43

605

2−4

145,8

АС-70

2

Обрыв 1ц

145,8

265

А-1

233,27

АС-240

2

Обрыв 1ц

233,27

605

Выбранные провода удовлетворяют заданному условию.

5.4 Выбор сечений и марок проводов для варианта 4

Таблица 5. 10 — Токи в линиях

Линия

А-3

3−5

5−6

6−4

4−2

А-2

А-1

Ток, А

2•192,1

180,09

92,61

24,03

169,82

286,46

2•116,64

Выбираем сталеалюминевые провода, для которых экономическая плотность тока:

.

Таблица 5. 11 — Расчетные сечения проводов

Линия

А-3

3−5

5−6

6−4

4−2

А-2

А-1

Сечение, мм2

174,64

90,05

84,19

21,85

154,38

260,58

106,04

В соответствии с полученными расчетными сечениями проводов выбираем марку провода и длительно допустимые токи.

Таблица 5. 12 — Марка проводов и длительно допустимые токи

Линия

Ток участка

Сечение

Число цепей

Вид аварии

Iав, А

Iдоп, А

А-3

384,2

АС-240

2

Обрыв 1ц

384,2

605

3−5

180,09

АС-240

1

Обрыв А-2

466,55

605

5−6

92,61

АС-95

1

Обрыв А-2

286,46

330

6−4

24,03

АС-70

1

Обрыв А-2

193,85

265

4−2

169,82

АС-240

1

Обрыв 3−5

286,46

605

А-2

286,46

АС-240

1

Обрыв 3−5

572,92

605

А-1

233,27

АС-240

2

Обрыв 1ц

233,27

605

Выбранные провода удовлетворяют заданному условию.

5.5 Выбор сечений и марок проводов для варианта 5

Таблица 5. 13 — Токи в линиях

Линия

А-3

3−5

5−4

2−1

4−2

5−6

А-1

Ток, А

2•223,86

243,59

39,48

222,95

106,31

2•58,32

2•228,11

Выбираем сталеалюминевые провода, для которых экономическая плотность тока:

.

Таблица 5. 14 — Расчетные сечения проводов

Линия

А-3

3−5

5−4

2−1

4−2

5−6

А-1

Сечение, мм2

203,51

221,45

35,89

202,68

96,65

53,02

207,37

В соответствии с полученными расчетными сечениями проводов выбираем марку провода и длительно допустимые токи.

Таблица 5. 15 — Марка проводов и длительно допустимые токи

Линия

Ток участка

Сечение

Число цепей

Вид аварии

Iав, А

Iдоп, А

А-3

447,71

АС-240

2

Обрыв 1ц

447,71

605

3−5

243,59

АС-240

1

Обрыв 2−1

389,38

605

5−6

116,64

АС-70

2

Обрыв 1ц

116,64

265

5−4

39,48

АС-70

1

Обрыв 3−5

156,12

265

4−2

106,31

АС-95

1

Обрыв 3−5

262,43

330

2−1

222,95

АС-240

1

Обрыв 3−5

485,38

605

А-1

456,22

АС-240

2

Обрыв 1ц

456,22

605

Выбранные провода удовлетворяют заданному условию.

6. Определение потерь мощности в линиях

Воздушные линии электропередачи 110 кВ и выше длинной до 300 — 400км обычно представляются П — образными схемами замещения с сосредоточенными параметрами (рисунок 2. 1): — активное сопротивление учитывает потери активной мощности на нагрев провода, — индуктивное сопротивление определяет магнитное поле, возникающее вокруг и внутри провода, — активная проводимость учитывает затраты активной мощности на ионизацию воздуха (потери мощности на корону) и токи утечки через изоляторы, которыми для ВЛ можно пренебречь, — ёмкостная проводимость обусловлена ёмкостями между проводами разных фаз и ёмкостью провод-земля.

Рисунок 6. 1--Схема замещения линии 110 кВ

Активное сопротивление определяют по формуле:

, (6. 1)

где --удельное сопротивление линии при 20 °C, Ом/км;

l--длина линии, км.

При выполнении расчётов установившихся режимов сети отличие эксплуатационной температуры от 200С не учитывается, согласно ГОСТ 839–80.

Реактивное сопротивление определяют по формуле:

, (6. 2)

где — удельное сопротивление линии, Ом/км;

l - длина линии, км.

Реактивную проводимость определяют по формуле:

, (6. 3)

где — удельная ёмкостная проводимость, См/км.

Рисунок 6. 2--Упрощённая схема замещения линии 110 кВ

При выполнении проектных расчётов установившихся нормальных режимов сетей с напряжениями до 110 кВ допустимо использовать упрощенные схемы замещения (рисунок 2. 2), в которых удельные ёмкостные проводимости заменяют удельными зарядными мощностями соответствующих линий.

, (6. 4)

Таблица 6.1 — Марка и характеристики проводов

Марка провода

АС-70

АС-95

АС-120

АС-240

Iдоп, А

265

330

390

610

r0, Ом/км

0,428

0,306

0,249

0,120

х0, Ом/км

0,444

0,434

0,247

0,405

b0, См/км•10-6

0,0255

0,0261

0,0266

0,0281

Определяем параметры линии А-3:

Ом;

Ом;

См.

Определяем потери активной и реактивной мощности в линии А-3:

МВт;

МВАр.

Аналогично находятся потери мощности в других линиях.

Таблица 6.2 — Параметры линий и потери мощности для варианта 1

Номер линии

А-3

3−5

5−6

6−4

4−2

2−1

А-1

R, Ом

1,2

4,44

1,98

12,84

12,84

2,4

2,88

X, Ом

4,05

14,99

4,2

13,32

7,41

8,1

9,72

B, См•10-6

1,12

1,04

0,27

0,77

0,8

0,562

0,67

ДP, Мвт

0,68

0,71

0,12

0,028

0,54

0,4

1,9

ДQ, МВАр

2,3

2,4

0,26

0,029

0,31

1,35

6,4

УP, МВт

3,43

УQ, МВАр

9,85

Таблица 6.3 — Параметры линий и потери мощности для варианта 2

Номер линии

А-3

3−5

5−6

А-1

А-2

2−1

2−4

R, Ом

1,62

5,66

2,14

2,88

3,96

6,12

6,42

X, Ом

4,13

8,03

2,22

9,72

13,37

8,68

6,66

B, См•10-6

1,1

1,93

0,51

0,67

0,93

0,52

1,53

ДP, Мвт

0,81

0,71

0,09

0,64

0,59

0,18

0,41

ДQ, МВАр

2,06

1

0,09

2,17

1,99

0,25

0,43

УP, МВт

3,43

УQ, МВАр

7,99

Таблица 6.4 — Параметры линий и потери мощности для варианта 3

Номер линии

А-3

3−5

5−6

А-1

А-2

2−4

R, Ом

1,62

5,66

2,14

2,99

4,11

6,42

X, Ом

4,13

8,03

2,22

5,12

7,05

6,66

B, См•10-6

1,1

1,93

0,51

1,28

1,76

1,53

ДP, Мвт

0,81

0,71

0,09

0,49

0,85

0,41

ДQ, МВАр

2,07

1

0,09

0,84

1,64

0,43

УP, МВт

3,36

УQ, МВАр

6,07

Таблица 6.5 — Параметры линий и потери мощности для варианта 4

Номер линии

А-3

3−5

5−6

6−4

4−2

А-2

А-1

R, Ом

1,62

7,33

3,06

12,84

5,94

3,96

2,99

X, Ом

4,13

15,54

4,34

13,32

12,6

13,37

5,12

B, См•10-6

1,1

1

0,26

0,77

0,81

0,93

1,28

ДP, Мвт

0,72

0,71

0,08

0,02

0,51

0,98

0,49

ДQ, МВАр

1,83

1,51

0,11

0,02

1,09

3,29

0,84

УP, МВт

3,51

УQ, МВАр

8,69

Таблица 6.6 — Параметры линий и потери мощности для варианта 5

Номер линии

А-3

3−5

5−6

5−4

4−2

1−2

А-1

R, Ом

1,2

4,44

2,14

6,85

9,18

2,4

1,44

X, Ом

4,05

14,99

2,22

7,1

13,02

8,1

9,72

B, См•10-6

1,12

1,04

0,51

0,41

0,78

0,56

1,35

ДP, Мвт

0,72

0,79

0,09

0,03

0,31

0,36

0,9

ДQ, МВАр

2,44

2,67

0,09

0,03

0,44

1,21

6,07

УP, МВт

3,2

УQ, МВАр

12,95

7. Выбор трансформаторов

Мощность трансформатора в нормальных условиях эксплуатации должна обеспечивать питание электрической энергией всех потребителей, подключенных к данной подстанции. Кроме того, нужно учитывать необходимость обеспечения ответственных потребителей (I и II категорий) электрической энергией и в случае аварии на одном из трансформаторов, установленных на подстанции. Следует отметить, что повреждения трансформаторов на понижающих подстанциях, сопровождающиеся их отключением, довольно редки, однако с их возможностью следует считаться, особенно если к подстанции подключены потребители I и II категорий, не терпящие перерывов в электроснабжении. Поэтому, если подстанция питает потребителей укачанных категорий, на ней должно быть установлено не менее двух трансформаторов. В случае аварии на одном из трансформа торов второй должен обеспечить полной мощностью названных потребителей. Практически это может быть достигнуто путем установки на подстанции двух трансформаторов, номинальная мощность каждого из которых, будет рассчитана на 70% максимальной нагрузки подстанции.

При оценке мощности, которая будет приходиться в послеаварийном режиме на оставшийся в работе трансформатор, следует учитывать его перегрузочную способность. В противном случае можно без достаточных оснований завысить установленною мощность трансформаторов и тем самым увеличить стоимость подстанции. В послеаварийных режимах допускается перегрузка трансформаторов до 140% на время максимума (не более 6 ч в сутки на протяжении не более 5 суток). Такая перегрузка может быть допущена при условии, что система обладает передвижным резервом трансформаторов. Следует учитывать, что при аварии на одном из параллельно работающих трансформаторов допускается отключение потребителей III категории. Практически это осуществимо в том случае если потребители III категории питаются по отдельным линиям.

Если вся нагрузка состоит из потребителей только III категории, на подстанции может быть установлен один трансформатор, рассчитанный на всю подключенную на момент максимума мощность. Некоторые потребители II категории, терпящие перерывы в электроснабжении, также могут питаться от однотрансформаторных подстанций, особенно при наличии в системе передвижного резерва трансформаторов. Трансформатор является надежным элементом электрической системы, выходящим из строя в результате аварии не чаше одного раза в 15 лет.

Таблица 7.1 — Типы выбранных трансформаторов

№ узла

Мощность нагрузки

S/1,4, МВ•А

Тип и число трансформаторов

Р, МВт

S, МВ•А

1

40

44,44

31,74

2•ТРДН-40 000/110

2

20

22,22

15,87

2•ТДН-16 000/110

3

35

38,89

27,78

2•ТРДН-40 000/110

4

25

27,78

-

ТРДН-25 000/110

5

15

16,67

11,91

2•ТРДН-25 000/110

6

20

22,22

-

ТРДН-25 000/110

Таблица 7.2 — Характеристики выбранных трансформаторов

№ п/ст

1

2

3

4

5

6

Sт, МВ•А

44,44

22,22

38,89

27,78

16,67

22,22

Тип трансформатора

2•ТРДН-40 000/110

2•ТДН-16 000/110

2•ТРДН-40 000/110

ТРДН-25 000/110

2•ТРДН-25 000/110

ТРДН-25 000/110

Sст, МВ•А

40

16

40

25

25

25

Uв, кВ

115

115

115

115

115

115

Uн, кВ

10,5

10,5

10,5

10,5

10,5

10,5

ДРх.х. , кВт

36

19

36

27

27

27

ДРк.з. , кВт

172

85

172

120

120

120

ДQх.х. , кВАр

260

112

260

175

175

175

lх.х. , %

0,65

0,7

0,65

0,7

0,7

0,7

Rтр, Ом

1,4

4,38

1,4

2,54

2,54

2,54

Хтр, Ом

34,7

86,7

34,7

55,9

55,9

55,9

Uк, %

10,5

10,5

10,5

10,5

10,5

10,5

8. Определение потерь мощности в трансформаторах

Переменные потери определяют по формуле:

, (8. 1)

где — мощность трансформатора, МВ•А;

— нагрузка подстанции, МВ•А.

кВт;

МВАр;

Определяем постоянные потери:

кВт;

кВАр.

Таблица 8.1 — Потери мощности в трансформаторах

№ п/ст

1

2

3

4

5

6

Т, МВт

0,09

0,027

0,112

0,12

0,167

0,188

?QТ, МВАр

2,33

0,75

2,67

2,92

2,43

3,65

??РТ, МВт

0,704

??QТ, МВАр

14,75

постТ, МВт

0,072

0,038

0,072

0,027

0,054

0,027

?QпостТ, МВАр

0,26

0,224

0,26

0,175

0,35

0,175

??РпостТ, МВт

0,29

??QпостТ, МВАр

1,444

9. Баланс активных и реактивных мощностей в системе

Выполним расчет баланса активных и реактивных мощностей в системе для варианта 1.

Уравнение баланса активной мощности:

, (9. 1)

где УРг — суммарная мощность источников, МВт;

УРн — суммарная мощность нагрузки;

УРл, УРт — суммарные потери мощности в линиях, трансформаторах;

Рс. н — расход на собственные нужды.

МВт.

Уравнение баланса реактивной мощности

, (9. 2)

где — зарядная мощность линий, МВАр.

, (9. 3)

В нашем случае приходная часть баланса

МВАр.

Определим зарядные мощности линий

МВАр.

Таблица 9.1 — Зарядные мощности линий для варианта 1

Линия

А-3

3−5

5−6

6−4

4−2

2−1

А-1

Qс, МВАр

1,49

1,38

0,36

1,01

1,06

0,74

0,98

?Qс, МВАр

7,02

Нагрузка сети:

МВАр.

Подсчитываем расходную часть баланса:

75,02•0,95+9,85−7,02+14,75+1,44=90,29 МВАр.

Убеждаемся, что в проектируемой сети вырабатывается реактивной мощности больше, чем потребляется (96,88 МВАр > 90,29 МВАр), поэтому нет необходимости в установке компенсирующих устройств.

Для остальных вариантов расчет аналогичен.

Таблица 9.2 — Баланс активных реактивных мощностей

№ вар

1

2

3

4

5

174,92

174,92

174,85

175

174,69

96,88

96,88

96,88

96,88

96,88

90,29

86,24

82,83

88,03

92,77

Учитывая полученные данные, делаем вывод, что установка компенсирующих устройств не требуется ни в одном варианте.

10. Выбор схем подстанций

В соответствии с рекомендациями [2] выбираем для транзитных подстанций схему с одной секционированной системой шин и с обходной системой шин. Для тупиковых подстанций выбираем схему мостик с выключателем в перемычке и цепях линий.

Таблица 10.1 — Схемы подстанций для варианта 1

№ узла

Число присоединений

Схема распределительного устройства 110 кВ

Число ячеек выключателей 110 кВ

Линий

Трансформаторов

1

3

2

Одна секционированная система шин с обходной системой шин

7

2

2

2

6

3

3

2

7

4

2

1

5

5

2

2

6

6

2

1

5

Итого: 36

Таблица 10.2 — Схемы подстанций для варианта 2

№ узла

Число присоединений

Схема распределительного устройства 110 кВ

Число ячеек выключателей 110 кВ

Линий

Трансформаторов

1

2

2

Одна секционированная система шин с обходной системой шин

6

2

4

2

Одна секционированная система шин с обходной системой шин

8

3

4

2

Одна секционированная система шин с обходной системой шин

8

4

2

1

Мостик с выключателем в перемычке и цепях линий

3

5

4

2

Одна секционированная система шин с обходной системой шин

8

6

2

1

Мостик с выключателем в перемычке и цепях линий

3

Итого: 36

Таблица 10.3 — Схемы подстанций для варианта 3

№ узла

Число присоединений

Схема распределительного устройства 110 кВ

Число ячеек выключателей 110 кВ

Линий

Трансформаторов

1

2

2

Мостик с выключателем в перемычке и цепях линий

3

2

4

2

Одна секционированная система шин с обходной системой шин

8

3

4

2

Одна секционированная система шин с обходной системой шин

8

4

2

1

Мостик с выключателем в перемычке и цепях линий

3

5

4

2

Одна секционированная система шин с обходной системой шин

8

6

2

1

Мостик с выключателем в перемычке и цепях линий

3

Итого: 33

Таблица 10.4 — Схемы подстанций для варианта 4

№ узла

Число присоединений

Схема распределительного устройства 110 кВ

Число ячеек выключателей 110 кВ

Линий

Трансформаторов

1

2

2

Мостик с выключателем в перемычке и цепях линий

3

2

2

2

Одна секционированная система шин с обходной системой шин

6

3

3

2

7

4

2

1

5

5

2

2

6

6

2

1

5

Итого: 32

Таблица 10.5 — Схемы подстанций для варианта 5

№ узла

Число присоединений

Схема распределительного устройства 110 кВ

Число ячеек выключателей 110 кВ

Линий

Трансформаторов

1

3

2

Одна секционированная система шин с обходной системой шин

7

2

2

2

6

3

3

2

7

4

2

1

3

5

4

2

8

6

2

1

Мостик с выключателем в перемычке и цепях линий

3

Продолжение таблицы 10. 5

Итого: 32

11. Технико-экономическое сравнение вариантов

11.1 Определение капитальных вложений во все элементы электрической сети варианта 1

Экономическим критерием, по которому определяют наивыгоднейший вариант, является минимум приведенных затрат, вычисляемых по формуле

, (11. 1)

где — нормативный коэффициент эффективности капиталовложений,;

— единовременные капиталовложения в сооружаемую сеть, тыс. руб. ;

— ежегодные эксплуатационные расходы (издержки), тыс. руб. ;

У — математическое ожидание народнохозяйственного ущерба от нарушения электроснабжения.

Капитальные вложения в линии определяют по формуле

, (11. 2)

где — стоимость одного километра линии, тыс. руб. /км. ;

— длина линии, км.

Тогда:

Таблица 11.1 — Капитальные вложения в линии

Линия

А-3

3−5

5−6

6−4

4−2

2−1

А-1

Кл, тыс. руб. /км

1228

695,6

169

495

507

376

1473,6

л, тыс. руб. /км

4944,2

По [15] принимаем удельную стоимость потерь энергии:

в = 1,75 • 10-2 руб/кВт•ч.

Число часов максимальных потерь в году определяют по формуле:

, (11. 3)

где Тmax — число часов использования максимума нагрузок, ч.

ч.

Издержки на потери в линии определяют по формуле:

, (11. 4)

где — суммарные переменные потери мощности в сети, МВт;

-суммарные потери холостого хода трансформатора, МВт.

т. р.

Ущерб при аварийном отключении определяют по формуле:

, (11. 5)

где б — удельный годовой ущерб от аварийных ограничений электроснабжения [15], б = 6 • 103 т. р. ;

е — степень ограничения потребителя (е = 1 при полном отключении потребителя, е < 1 — при частичном);

Тв — среднее время восстановления элемента [15], Тв = 1,1;

— параметр потока отказов элемента [15], = 1•10-3.

т. р.

Капиталовложения в РУ-110 кВ определяют как произведение количества высоковольтных выключателей на их стоимость:

т. р.

Приведенные затраты для первого варианта:

т. р.

Таблица 11.2 — Экономические показатели для варианта 1

И, тыс. руб.

У, тыс. руб.

Кп, тыс. руб.

КЛ, тыс. руб.

З, тыс. руб.

263,12

118,8

360

4944,2

1136,13

Расчет для оставшихся вариантов аналогичен, поэтому целесообразно свести полученные данные в таблицу.

Таблица 11.3 — Экономические показатели всех вариантов

№ варианта

И, тыс. руб.

У, тыс. руб.

Кп, тыс. руб.

КЛ, тыс. руб.

З, тыс. руб.

З, отн. ед

1

263,12

118,8

360

4944,2

1136,13

1,05

2

285,85

118,8

360

6313,2

1413,9

1,24

3

281,81

118,8

330

7786

1627,84

1,34

4

274,74

118,8

320

4592,1

1073,17

1,00

5

303,53

166,32

320

5021,2

1257,93

1,15

Затраты варианта 1 превосходят затраты варианта 4 на 5%, поэтому их можно считать равноценными. Для дальнейшего рассмотрения выбираем 1 вариант, так как кольцевая схема является более надежной.

12. Электрический расчет максимального режима

Рисунок 12.1 — Схема замещения сети

Определяем расчётную нагрузку подстанций, для чего приводим нагрузку к шинам высшего напряжения по формуле:

, (12. 1)

где — зарядная мощность линии, определяемая по формуле:

. (12. 2)

Определим расчетную нагрузку на подстанции 1.

МВАр;

Таблица 12.1 — Информация по узлам сети

№ узла

Uн, кВ

Мощность нагрузки

P, МВт

Q, МВАр

11

10

40

19,37

21

10

20

9,69

31

10

35

16,94

41

10

25

12,11

51

10

15

7,26

61

10

20

9,69

Таблица 12.2 — Информация по ветвям сети

№ узла

R, Ом

Х, Ом

В, 10-4 См

Ктн

№ узла

R, Ом

Х, Ом

В, 10-4 См

Ктн

н

к

н

к

А

3

1,2

4,05

112,4

6

4

12,84

13,32

76,5

3

31

0,7

17,35

0

0,091

4

41

2,54

55,9

0

0,091

3

5

4,44

14,99

103,97

4

2

3,6

12,15

79,8

5

51

1,27

27,95

0

0,091

2

21

2,19

43,35

0

0,091

5

6

1,2

4,05

27

2

1

2,4

8,1

56,2

6

61

2,54

55,9

0

0,091

1

11

0,7

17,35

0

0,091

А

1

1,2

4,05

-134,9

Находим распределение мощностей без учета потерь мощности в линиях:

МВ•А;

МВ•А;

МВ•А;

МВ•А;

МВ•А;

Находим действительное распределение мощностей с учетом потерь мощности в линиях. Расчет начинаем с точки раздела мощностей.

Рисунок 12.2 — Точки раздела мощностей

Определим потери в линиях:

Обозначим — мощность в конце линии.

Потери мощности в линии:

Мощность в начале линии:

.

Так как расчет мощности на остальных участках аналогичен, то результаты сводим в таблицу 14.6.

Определяем напряжение на шинах высшего напряжения (ВН) подстанций. Для обеспечения встречного регулирования напряжения считаем, что напряжение на шинах источников питания в режимах наибольших нагрузок поддерживается на уровне 121 кВ.

Определяем потерю напряжения в линии А-3:

.

Напряжение на шинах высокого напряжения подстанции 3:

.

Так как дальнейший расчет аналогичен, полученные данные сводим в таблицу 14.6.

Определяем потери напряжения в трансформаторах:

.

Таблица 12.3 — Потери мощности в трансформаторах

№ трансформатора

1

2

3

4

5

6

?UТ, кВ

3,73

5,06

3,44

8,84

2,3

6,46

Определяем напряжение на шинах низшего напряжения (НН) подстанций, приведенное к ступени высшего напряжения:

.

Таблица 12.4 — Напряжения на шинах НН подстанций

№ подстанции

1

2

3

4

5

6

?UПР, кВ

113,8

109,55

108,65

104,43

111,28

112,18

Переходим к регулированию напряжения на проектируемых подстанциях и определению действительных напряжений на шинах низшего напряжения. Все выбранные трансформаторы снабжены устройством для регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) с диапазоном регулирования.

В соответствии с [16] задаемся желаемым напряжением на шинах низшего напряжения подстанций:.

Расчетные ответвления определяют по формуле:

, (12. 3)

где UПР — приведенное к высокой стороне напряжение на шинах низшего напряжения подстанций, кВ;

UН — номинальное напряжение обмотки низшего напряжения трансформатора, кВ;

U0 — напряжение выбранного регулировочного ответвления, кВ.

.

Таблица 12.5 — Расчетные ответвления

№ подстанции

1

2

3

4

5

6

?Uрасч, кВ

113,86

114,48

108,65

104,43

111,28

112,18

По расчетным ответвлениям выбираем ближайшие стандартные ответвления и сводим в таблицу 12.6.

Таблица 12.6 — Стандартные ответвления

№ подстанции

1

2

3

4

5

6

?Uст, кВ

113

115

108,9

104,8

110,9

113

Действительные напряжения на шинах низшего напряжения подстанций определяют по формуле:

. (12. 4)

.

Таблица 12.7 — Действительные напряжения на шинах низшего напряжения подстанций

№ подстанции

1

2

3

4

5

6

?UД, кВ

10,6

10,96

10,49

10,48

10,4

10,44

Находим отклонения напряжения от желаемого:

.

Таблица 12.8 — Отклонения напряжения

№ подстанции

1

2

3

4

5

6

?U, %

0,95

4,38

0,1

0,19

0,95

0,57

Поскольку отклонения напряжения не превышают нормированные [16] (5%) считаем, что работа трансформаторов с выбранными стандартными ответвлениями обеспечит потребителей качественным напряжением.

13. Расчет минимального режима

В задании на проектирование указано, что в минимальном режиме величина нагрузки составляет 30% максимальной. Определяем нагрузки подстанций:

;

;

;

;

;

;

В целях экономии электроэнергии и улучшения условий регулирования напряжения принимаем, что в минимальном режиме на каждой подстанции остается в работе только один трансформатор, а второй отключается от сети.

Определяем потери мощности в трансформаторах по формуле (8. 1):

;

.

Таблица 13.1 — Потери мощности в трансформаторах в минимальном режиме

№ подстанции

1

2

3

4

5

6

Т, МВт

0,019

0,015

0,014

0,013

0,005

0,009

?QТ, МВАр

0,47

0,29

0,36

0,29

0,11

0,19

Определяем расчетную нагрузку подстанций по формуле (12. 1)

Таблица 13.2 — Расчетная нагрузка подстанций

№ подстанции

1

2

3

4

5

6

S', МВА

12,06+j5,58

6,03+j2,78

10,55+j4,87

7,52+j3,59

4,52+j1,79

6,02+j3,1

Находим распределение мощностей без учета потерь мощности в линиях:

МВ•А;

МВ•А;

МВ•А;

МВ•А;

МВ•А;

Далее электрический расчет для минимального режима выполняется аналогично расчету максимального режима. Полученные результаты сводим в таблицу 14.6 и переходим к регулированию напряжения на проектируемых подстанциях и определению действительных напряжений на шинах низшего напряжения. Все выбранные трансформаторы снабжены устройством для регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) с диапазоном регулирования.

В соответствии с [16] задаемся желаемым напряжением на шинах низшего напряжения подстанций:.

Определяем расчетные ответвления по формуле (12. 3):

.

Таблица 13.3 — Расчетные ответвления

№ подстанции

1

2

3

4

5

6

?Uрасч, кВ

113,26

117,64

110,83

111,48

112,88

113,63

По расчетным ответвлениям выбираем ближайшие стандартные ответвления и сводим их в таблицу 13.4.

Таблица 13.4 — Стандартные ответвления

№ подстанции

1

2

3

4

5

6

?Uст, кВ

113

117

110,9

110,9

113

113

Определяем действительные напряжения на шинах низшего напряжения подстанций по формуле (12. 4):

.

Таблица 12.5 — Действительные напряжения на шинах низшего напряжения подстанций

№ подстанции

1

2

3

4

5

6

?UД, кВ

10,52

10,87

10,44

10,5

10,45

10,52

Находим отклонения напряжения от желаемого:

.

Таблица 12.6 — Отклонения напряжения

№ подстанции

1

2

3

4

5

6

?U, %

0,19

3,52

0,57

0

0,48

0,19

Поскольку отклонения напряжения не превышают нормированные [16] (5%) считаем, что работа трансформаторов с выбранными стандартными ответвлениями обеспечит потребителей качественным напряжением.

14. Расчет послеаварийного режима

Рассчитаем тяжелый режим аварийного отключения наиболее загруженных линий, приводящих к наибольшим снижениям напряжения в сети и на понижающих подстанциях. Такими режимами для проектируемой сети является отключение одной цепи линий А-1 и А-3 и линии 3−5 в максимальном режиме нагрузок. Производим заново расчет потоков мощностей и напряжений с учетом изменений потерь мощности и потерь напряжения в сети по формуле (12. 1):

Обозначим — мощность в конце линии.

Потери мощности в линии:

Мощность в начале линии:

.

Так как расчет мощности на остальных участках аналогичен, то результаты сводим в таблицу 14.6.

Определим токи, протекающие по линиям в послеаварийном режиме с целью окончательной проверки выбранных проводов на нагрев. Для определения токов воспользуемся формулой:

. (14. 1)

.

Для сравнения полученные результаты сводим в таблицу.

Таблица 14.1 — Сравнение допустимых и расчетных токов

№ линии

А-3

А-1

1−2

2−4

4−6

6−5

Iрасч, А

215,27

935,54

550,68

356,14

235,35

95,44

Iдоп, А

605

1210

605

390

265

475

Все выбранные провода удовлетворяют условию.

Далее электрический расчет для послеаварийного режима выполняется аналогично расчету максимального режима. Полученные результаты сводим в таблицу 14.6 и переходим к регулированию напряжения на проектируемых подстанциях и определению действительных напряжений на шинах низшего напряжения. Все выбранные трансформаторы снабжены устройством для регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) с диапазоном регулирования.

В соответствии с ПУЭ задаемся желаемым напряжением на шинах низшего напряжения подстанций:.

Определяем расчетные ответвления по формуле (12. 3):

.

Таблица 14.2 — Расчетные ответвления

№ подстанции

1

2

3

4

5

6

?Uрасч, кВ

111,86

110,38

115,87

104,18

100,61

100

По расчетным ответвлениям выбираем ближайшие стандартные ответвления и сводим их в таблицу.

Таблица 14.3 — Стандартные ответвления

№ подстанции

1

2

3

4

5

6

?Uст, кВ

113

110,9

115

104,8

100,7

100,7

Определяем действительные напряжения на шинах низшего напряжения подстанций по формуле (12. 4):

.

Таблица 14.4 — Действительные напряжения на шинах низшего напряжения подстанций

№ подстанции

1

2

3

4

5

6

?UД, кВ

10,39

10,45

10,58

10,44

10,49

10,43

Находим отклонения напряжения от желаемого:

.

Таблица 14.5 — Отклонения напряжения

№ подстанции

1

2

3

4

5

6

?U, %

1,05

0,48

0,76

0,57

0,1

0,67

Поскольку отклонения напряжения не превышают нормированные [16] (10%) считаем, что работа трансформаторов с выбранными стандартными ответвлениями обеспечит потребителей качественным напряжением.

Для сравнения, данные, полученные при расчете основных режимов, целесообразно свести в таблицу.

Таблица 14.6 — Расчетные данные основных режимов

Номер подстанции

1

2

4

6

5

3

А

Участки линий

А-1

1−2

2−4

4−6

6−5

5−3

А-3

Максимальный режим

Мощность в начале участка, МВА

84,77+

+j55,53

43,52+

+j29,4

22,88+

+j16,04

2,78+

+j0,24

23,02+

+j12,59

38,79+

+j23,12

74,64+

+j45,04

Потери мощности в линии, МВА

1,1+

+j3,74

0,51+

+j1,71

0,46+

+j0,45

0,0082+

+j0,0085

0,11+

+j0,24

0,69+

+j2,31

0,69+

+j2,33

Мощность в конце участка, МВА

83,67+

+j51,79

43,01+

+j27,69

22,42+

+j15,59

2,77+

+j0,24

22,91+

+j12,35

38,1+

+j20,81

73,95+

+j42,71

Напряжение на шинах подстанций, кВ

117,59

113,61

111,09

112,27

113,12

118,64

Падение напряжения в линии, кВ

3,41

2,98

2,52

0,86

4,51

2,37

Падение напряжения в трансформаторах, кВ

3,73

5,06

8,94

6,79

2,3

3,24

Напряжение на шинах низшего напряжения, приведенное к высокой стороне, кВ

107,86

103,56

97,15

100,48

105,82

109,4

Минимальный режим

Мощность в начале участка, МВА

22,99+

+j12,52

12,85+

+j6,66

6,78+

+j3,74

0,78-

-j0,11

6,81+

+j3,01

11,39+

+j4,99

21,99+

+j10,05

Потери мощности в линии, МВА

0,084+

+j0,283

0,041+

+j0,138

0,036+

+j0,036

0,65+

+j0. 68

0,009+

+j0,019

0,056+

+j0,19

0,057+

+j0,194

Мощность в конце участка, МВА

24,91+

+j12,24

12,81+

+j6,52

6,74+

+j3,7

0,78-

-j0,11

6,8+

+j2,99

11,33+

+j4,8

21,94+

+j9,86

Напряжение на шинах подстанций, кВ

114,18

113,46

113,13

112,78

113,37

114,15

Падение напряжения в линии, кВ

0,82

0,72

0,68

0,23

1,06

0,57

Продолжение таблицы 14. 6

Падение напряжения в трансформаторах, кВ

0,92

1,18

0,8

1,95

0,49

1,67

Напряжение на шинах низшего напряжения, приведенное к высокой стороне, кВ

113,26

112,29

110,83

111,48

112,88

113,63

Послеаварийный режим

Мощность в начале участка, МВА

148,83+

+j98,09

105,29+

+j65,45

82,52+

+j46,1

37,38+

+j24,76

15,26+

+j9,88

35,47+

+j20,59

Потери мощности в линии, МВА

3,41+

+j11,51

2,72+

+j9,16

5,01+

+j0,2

1,89+

+j1,96

0,053+

+j0,11

0,32+

+j1,08

Мощность в конце участка, МВА

145,42+

+j86,59

102,57+

+j56,28

77,51+

+j45,9

35,49+

+j22,8

15,21+

+j9,77

35,15+

+j19,51

Напряжение на шинах подстанций, кВ

115,29

112,82

109,9

107,21

103,73

118,92

Падение напряжения в линии, кВ

4,71

5,47

6,92

5,69

0,48

2,08

Падение напряжения в трансформаторах, кВ

3,43

4,46

5,72

7,21

3,12

3,05

Напряжение на шинах низшего напряжения, приведенное к высокой стороне, кВ

111,86

105,36

104,18

100

100,61

115,87

15. Механический расчет проводов

В соответствии с заданием электрическая сеть проектируется для II района по гололеду с толщиной стенки гололеда и III района по ветру со скоростным напором ветра с температурами, и; коэффициент, учитывающий неравномерность давления ветра по пролету, при и при; коэффициент лобового сопротивления равный для проводов диаметром менее и для всех проводов покрытых гололедом, и для проводов диаметром более; температура образования гололеда.

15.1 Механический расчет провода АС240

Исходные данные для определения расчетных нагрузок: сечение алюминия, сечение стали, общее сечение провода, диаметр провода, масса провода.

Удельная нагрузка от собственной массы провода:

кгс/м·мм2.

Удельная нагрузка от массы гололеда:

кгс/м·мм2.

Удельная нагрузка от массы провода с гололедом:

кгс/м·мм2.

Удельная нагрузка от ветра на провод без гололеда:

кгс/м·мм2.

Удельная нагрузка от ветра на провод с гололедом:

Удельная нагрузка от ветра и веса на провода без гололеда:

кгс/м·мм2.

Удельная нагрузка от ветра и веса на провода с гололедом:

кгс/м·мм2.

По [19] выбираем для провода АС240 модуль упругости, температурный коэффициент линейного удлинения, допускаемое напряжение при наибольшей нагрузке, допускаемое напряжение при низшей температуре, допускаемое напряжение при среднегодовой температуре.

Определяем критические пролеты:

Задаемся расчетным пролетом. Рассчитываем режим, при котором провода покрыты гололедом, tг = - 5 0С, ветра нет:

;

;

.

Стрела провеса:

.

Рассчитаем режим при t = - 5 0С без гололеда с ветром:

;

;

.

Стрела провеса:

.

Рассчитаем режим при t = 0 0С без ветра и гололеда:

;

;

.

Стрела провеса:

.

Рассчитаем режим при, гололеда и ветра нет:

;

;

.

Стрела провеса:

.

Рассчитаем режим при, провода не покрыты гололедом, ветра нет:

;

;

.

Стрела провеса:

.

Рассчитаем режим при, гололеда и ветра нет:

;

;

.

Стрела провеса:

.

Выполнив расчет, убеждаемся, что ни в одном из рассчитанных режимов напряжение в материале провода не достигло допустимых значений.

Максимальное значение стрелы провеса провода достигается при максимальной температуре.

Выбираем тип промежуточной опоры для рассчитанного режима. Определяем расчетную высоту опоры от поверхности земли до нижней траверсы:

.

Выбираем по [17] промежуточную железобетонную опору типа ПБ 110−3 с. Выбранная опора короче расчетной на. Для того, чтобы расстояние осталось прежним, надо уменьшить расчетный пролет так, чтобы.

Новому значению соответствует скорректированный расчетный пролет, величину которого приближенно можно определить из соотношения:

.

Поскольку расчет для остальных проводов аналогичен, то расчетные данные сводим в таблицы 15. 1, 15.2 и 15.3.

Таблица 15. 1- Расчетные данные провода АС-70

Параметры

Таблица 15. 2- Расчетные данные провода АС-120

параметры

9,66

7,65

7,08

5,24

4,05

6,69

3,8

7,13

5

5,42

3,47

7,81

Таблица 15. 3- Расчетные данные провода АС-240

параметры

16. Проектирование электрической части подстанции

По месту в энергосистеме проектируемая подстанция (п/с 5) является транзитной. Высшее напряжение подстанции — 110 кВ, низшее — 10 кВ.

16.1 Составление структурной схемы подстанции

Рисунок16.1 — Структурная схема подстанции

Рисунок 16.2 — Неполная принципиальная схема подстанции

16.2 Расчёт количества линий

Число линий РУ, на котором имеется фиксированная нагрузка, определяется по формуле:

nл= (16. 1)

где Рmax — суммарная нагрузка, т. е Рmax=15 МВт,

Р — пропускная способность одной линии.

В зависимости от нагрузки РУ, принимается:

6 — 10кВ — 2?3 МВт, 110кВ — 35?40 МВт.

ассчитаем количество линий, отходящих от РУ — 10 кВ:

nл=.

Принимаем количество линий равным 8.

Количество линий, отходящих в энергосистему:

nл=.

Принимаем количество линий равным 1.

Так как данная подстанция является транзитной, то принимаем количество линий, отходящих в энергосистему, равным 2.

16.3 Выбор схем распределительных устройств

РУ-110кВ имеет четыре присоединения (две линии и два трансформатора). Согласно [2], для данного РУ выберем схему с одной секционированной и обходной системами шин.

В нормальном режиме секционный выключатель QB включён. Обходной выключатель QO и разъединители в его цепях отключены. Разъединители каждого присоединения на обходную систему шин нормально отключены, таким образом обходная система шин в нормальном режиме находится без напряжения. Шина А О и выключатель QO служат для вывода в ремонт любого выключателя, кроме секционного без нарушения работы присоединения.

Согласно [2], для РУ — 10кВ с числом линий, равным восьми выберем схему с одной секционированной системой шин. В данной схеме связи между системами шин не предусматривается.

В нормальном режиме секционный выключатель QB2 разомкнут с целью ограничения токов короткого замыкания. Все выключатели и разъединители присоединений нормально включены.

16.4 Схема собственных нужд подстанции

Расчётную нагрузку определяют по формуле:

Ррасчс·Руст (16. 2)

где кс — коэффициент спроса, учитывающий неполную нагрузку приёмников [17].

Qрасч= Ррасч·tgц, (16. 3)

сosц=1 — для осветительной нагрузки и обогрева; сosц=0,85 — для двигательной нагрузки.

Вычисленные данные сведём в таблицу.

Таблица 16.1 — Приёмники собственных нужд

Наименование приёмников

Установленная мощность

Cosц

tgц

кс

Расчётная нагрузка

кол-во

Всего,

кВт

летом

зимой

,

кВт

,

кВАр

,

кВт

,

кВАр

1. Охлаждение

трансформатора

6

6

0,85

0,62

0,8

4,8

2,9

4,8

2,9

2. Подзарядно-

зарядный агрегат

ВАЗП — 350/240

232

46

0,85

0,62

0,12

5,52

3,4

5,52

3,4

3. Постоянно включённые

лампы

0,528

14

1

0

1

14

-

14

-

4. Подогрев выключателей

1,88

14,4

1

0

1

-

-

14,4

-

5. Освещение

-

2

1

0

0,6

1,2

-

1,2

-

6. Отопление

-

18

1

0

1

-

-

18

-

7. Электроподогрев и сушка тр-ра

1002

200

1

0

0,1

20

-

20

-

8. Фильтрпресс

22

4

0,85

0,62

0,1

0,4

0,25

0,4

0,25

9. Насос

22

4

0,85

0,62

0,1

0,4

0,25

0,4

0,25

10. Отопление насосной пожаротушения

-

20

1

0

0,05

-

-

1

-

Итого

46,3

6,8

79,7

6,8

Таким образом, расчётная нагрузка вычисляется по формуле:

. (16. 4)

Летняя расчётная нагрузка:

кВА.

Зимняя расчётная нагрузка:

кВА.

Аварийная нагрузка подстанции отражена в таблице 4.

Таблица 16.2 — Приёмники собственных нужд подстанции в аварийном режиме

Наименование приёмников

Расчётная нагрузка, кВт

Насосы пожаротушения

200

Аварийная вентиляция

0,2

Итого

200,2

Согласно [17], при числе трансформаторов связи на подстанции два и более устанавливают два трансформатора собственных нужд (ТСН). Для данных ТСН примем схему соединения обмоток — Y/Y0.

За расчётную принимаем зимнюю нагрузку Sз=79,9 кВА. Учитывая то, что на подстанции нет постоянного дежурства, запишем:

Sт Sрасч= 79,9 кВА.

Выберем по [13] трансформатор марки ТСЗ — 160/10 (трёхфазный двухобмоточный с естественным воздушным охлаждением при защищённом исполнении). Паспортные данные трансформатора указаны в таблице.

Таблица 16.3 — Паспортные данные ТСН

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой