Электрические сети энергетических систем
| Загрузить архив: | |
| Файл: 240-1890.zip (448kb [zip], Скачиваний: 56) скачать |
Министерство топлива и энергетики России.
Екатеринбургский энергетический техникум
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
по предмету “Электрические сети энергетических систем”
Тема: Электрическая сеть 110 кВ
КП2102 С-514-Э
Разработал:
Угренев С.Е.
Руководил:
Телегина И.А.
1999г.
Оценка
Пояснительная записка.
КП 2102 С-514-Э
СОДЕРЖАНИЕ:
стр.
Введение
1.Выбор типа и мощности силовых трансформаторов
2. Составление вариантов схем электрической сети и
расчет двух из них при максимальных нагрузках
3. Технико-экономические сравнение двух выбранных
вариантов сети
4.Окончательный расчет оптимального варианта схемы
проектируемой электрической сети
5.Определение напряжения на шинах подстанции
6.Список литературы
|
|
|
|
 |
ВВЕДЕНИЕ
Системообразующая сеть ЕЭС России сформирована электрическими сетями напряжения 220-1150 кВ от Байкала до Калининграда, общей протяженностью более 148 тыс. км.
Наличие протяженной единой энергетической системы позволяет использовать максимумов нагрузки по часовым поясам суммарным эффектом до 8 млн.кВт.
Развитие системообразующей сети должно осуществляться с использованием двух систем номинальных напряжений 110-220-500-1150 кВ на большей части территории России и 110-330-750 кВ в западной части ОЭС Центра и ОЭС Северо-Запада.
В период до 2010г. на большей части Европейской территории России , включая Северный Кавказ ,в Сибири и на Дальнем Востоке станет развиваться сложная многокольцевая сеть напряжением 500 кВ. В западных районах для выдачи мощности АЭС заканчивается формирование линий 750 кВ.
В 1995 году в энергосистемах России напряжением 110 кВ и выше эксплуатировалось около 440 тыс. км ВЛ и почти 530 млн.кВА общей трансформаторной мощности.
Для передачи избытков мощности из восточной части ОЭС Сибири в западные энергосистемы и через Казахстан на Южный Урал завершается строительство ВЛ 1150 кВ Итат-Барноул . Ее включение увеличит пропускную способность электромагистрали в отдельных сечениях на 800МВт. Для созданиясвязи между восточной и европейской частями ЕЭС России после 2000г. намечается сооружения ВЛ-1150 кВ Сибирь-Урал , которая пройдет по территории России.
Тем не менее пропускная способность сети все еще не достаточна.
В перспективе будут развиваться связи ЕЭС России с энергосистемами зарубежных стран по следующим направлениям:
1. Увеличение экспортных поставок электроэнергии в Финляндию (2х цепная ВЛ-330 кВ и ВЛ-400 кВ).
2. Экспорт мощности и электроэнергии в Германию( линия
постоянного
тока 4000 МВт на 
3. Увеличение экспортных поставок электроэнергии из Росси в страны восточной Европы через Украину.
4. Экспорт электроэнергии из восточных регионов и Сибири в Китай.
5. Экспорт мощности и электроэнергии из Калининградской энергосистемы в Белорусию , Польшу , Германию .
Новые тенденции: в перспективной структуре электропотребления будут определяться в первую очередь изменением соотношения между долей промышленного и коммунально-бытового электропотребления. На производство единицы сопоставимой продукции большинство российских заводов затрачивают в 2-3 раза больше энергии и топлива, чем их зарубежные конкуренты.
Причины:
1.Изношенное оборудование многих предприятий.
2.Низкий научно-технический уровень промышленности,
особенно в части энергосберегающих технологий.
3.Реконструкция энергооборудования должна сочетать
демонтаж устаревшего оборудования, замену его новым
более экономичным и экологически чистым, и продление
сроков службы оборудования высокого давления путем
замены выработавших свой ресурс узлов и деталей.
Серьезная проблема для всех стран СНГ - старение оборудования электростанций и электрических сетей. Более 60% оборудования эксплуатируется свыше 15 лет, в том числе более 40% свыше 25 лет. Срок службы части электрических сетей превышает 30 лет.
[ 5 , стр. 6-7 ]
1.ВЫБОРТИПА ИМОЩНОСТИ СИЛОВЫХТРАНСФОРМАТОРОВ
1.1. Составление баланса мощности по ПС
Для составления баланса мощности необходимо определить
нагрузки ПС на шинах низкого и среднего напряжения.
S=P/cos
(1)
Q=
(2)
W=Pmax Tmax (3)
Результаты расчетов сводим в таблицу 1.
Таблица 1.
|
ПС |
шины |
Pmax МВт |
Qmax МВар |
Smax МВА |
Tmax час |
cos |
W МВт ч |
|||
|
1 |
НН10кВ |
28 |
13,6 |
31,1 |
5700 |
0,9 |
159600 |
|||
|
2 |
НН35кВ |
12 |
5,7 |
13,3 |
4700 |
0,9 |
56400 |
|||
|
3 |
СН35кВ |
18 |
8,7 |
20 |
3500 |
0,9 |
63000 |
|||
НН10Кв |
10 |
4,8 |
11,1 |
3500 |
0,9 |
35000 |
||||
П.С.1
Sномт.=31.1 0.7=21.77
П.С.2
Sном т.=13.3 0.7=9.31
П.С.3
Sмах
п.т.=Ö(18+10)2+(8.7+4.8)2=31.1МВА
Sном.т.=31.1 0.7=21.77
1.2 Выбор количества и мощности трансформаторов на подстанции:
на ПС1-2 2хобмоточных трансформатораТРДН25000/110/10
на ПС2-2 2хобмоточных трансформатораТДН10000/110/10
на ПС3-2 3хобмоточных трансформатора ТДТН 25000/110/35/10
т.к. есть потребители I и II категории.
При установке 2хтрансформаторов мощность каждого трансформатора выбирается порядка 70% от максимальной нагрузки ПС
Snom.тр
max.ПС
По справочнику[6,стр109-111] выбирается ближайший по мощности трансформатор.
Для трех обмоточного трансформатора
Smax.ПС=Ö(Pн+Рс)2+(Qн+Qc)2 (4)
1.3.Проверяем правильно ли выбраны трансформаторы по
коэффициенту загрузкипри нормальном и послеаворийном
режиме по формулам:
Кз=(Smax.ПС100%)/(2Snom.тр(спр))в нормальном режиме(5)
Кз=(Smax.ПС100%)/Snom.тр(спр)в послеаворийном режиме(6)
Для
нормального режима: Кз
Кз(ПС1)=(31.1 100%)/(2 25)=62.2%
Кз(ПС2)=(13.3 100)/(2 10)=66.5%
Kз(ПС)=(31.1 100)/(2 25)=62.2%
Для
послеаворийного режима: Кз
Кз(ПС1)=(31.1 100)/25=124.4%
Кз(ПС2)=(13.3 100)/10=133%
Kз(ПС)=(31.1 100)/25=124.4%
Условие выполняется , значит трансформаторы выбраны правильно. Заносим данные трансформатора в таблицу 2.
Таблица 2.
|
ПС |
Категории потреблен. |
Smax МВА |
Число тр-ров |
Snom.тр-ров МВА |
Коэффициент загрузки |
||||
|
норм. режим |
послеавор. режим |
||||||||
|
1 |
I,II,III |
31.1 |
2 |
25 |
62.2 |
124.4 |
|||
|
2 |
I,II,III |
13.3 |
2 |
10 |
66.5 |
133 |
|||
|
3 |
I,II,III |
31.1 |
2 |
25 |
62.2 |
124.4 |
|||
1.4. Определяем параметры трансформаторов по справочнику [6,стр109-111] :
Таблица 3
|
ПС |
Тип трансфор- матора |
Справочные данные |
Расчетные данные |
|||||||||
|
UnomкВ |
|
R ; Ом |
X ; Ом |
|
||||||||
|
ВН |
СН |
НН |
кВт |
ВН |
СН |
НН |
ВН |
СН |
НН |
кВар |
||
|
1 |
ТРДН 25000/110/10 |
115 |
- |
10.5 |
25 |
3,06 |
- |
- |
58.36 |
- |
- |
175 |
|
2 |
ТДН 10000/110/35 |
115 |
- |
11 |
14 |
7,9 |
- |
- |
136.5 |
- |
- |
70 |
ТДТН25000/110/35/10 |
115 |
38,5 |
11,0 |
28,5 |
1.5 |
1.5 |
1.5 |
59.7 |
0 |
37.5 |
175 |
хх3
4 1.5.Расчет приведенных нагрузок подстанции в МВА.
5
Подстанция1
28.16+j15.52 28.11+j15.19 1.53+j29.18
 |
|||
 |
|||
0.05+j0.33 0.11+j2.13 28+j13.6
|
|
;(7)
DSоб.н=282+13.62/ 1152 (1.53+j29.18)= 0.11+j2.13
S/=S+DSоб.=28+j13.6+0.11+j2.13=28.11+j15.19
Sпр=S/+Sхх;=28.11+j15.19+0.05+j0.33=28.16+j15.52
Подстанция2
12.138+j6.1 12.11+j5.96 3,95+J69.5
 |
|||
 |
|||
0.028+j0.18 0.11+j2.13 12+j5.7
DSoб.н=122 +5.72/ 1152 (8.38+j68.25)=0.11+j0.89
S/=S+DSоб.н=12+j5.7+0.11+j0.89=12.11+j5.96
Sпр=S/+Sхх=12.11+j5.96+0.028+j0.14=12.138+j6.1
Подстанция3
18.023+j8.7 0.75+j0
18+J8.7
 |
 |
||||
 |
|||||
28.169+j16.198 28.079+j15.7480.75+j29.8528.029+j13.6
0.023+j0
 |
|||||||||
 |
|||||||||
 |
|||||||||
 |
|||||||||
 |
0.09+j0.45 0.05+j2.08 10.0+j4.97 10+J405
0.006+J0.168
DSоб.н=102+4.82/1152(0.75+j18.75)=0.006+j0.168
DSоб.с=182+8.72/1152(0.75+j0)=0.023+j0
S/н=Sн+DSоб.н=10+j4.8+0.006+j0.168=10.006+j4.968
S/c=Sc+DSоб.с=18+j8.7+0.023+j0=18.023+j8.7
Sв=S/с+S/н=18.023+j8.7+10.006+j4.968=28.029+j13.668
DSоб.в=28.0292+13.6682/1152(0.75+j29.85)=0.05+j2.08
S/в=Sв+DSоб.в=28.029+j13.668+0.05+j2.08=28.079+j15.748
S=S/в+DSхх=28,079+j15.748+0.09+j0.45=28.169+j16.198
2.СОСТАВЛЕНИЕ ВАРИАНТОВ СХЕМ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ И РАСЧЁТ ДВУХ ИЗ
НИХ ПРИ МАКСИМАЛЬНЫХ НАГРУЗКАХ
2,1 Составление вариантов схем сети.
 |
N Конфигурация схемы длинна длинна кол-во выключа-
трассы провода телей на высоком
км. км. напряжении.
А-2
1-3
2-3
1 156 156 3-3
Итого 11
 |
|||
 |
А-6
1-2
2
2-2
151302 3-2
Итого 12
 |
|||
 |
А-4
3
1-2
2-2
3-2
121 242 Итого 10
|
А-4
1-2
4
2-2
186 224 3-2
Итого 12
|
По количеству выключателей, длине трассы, длине провода
выбираем варианты 1и3.
2.СОСТОВЛЕНИЕ ВАРИАНТОВ СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ И РАСЧЕТ ДВУХ ИЗ НИХ ПРИ МАКСИМАЛЬНЫХ НАГРУЗКАХ
2.1.Состовление вариантов схем сети.
Таблица 4
|
N варианта |
Конфигурация схемы |
длинна трассы км |
длинна провода км |
Количество выключателей на вы-соком напряжении |
||||
|
1 |
1 2 А |
170 |
170 |
ПС А+ПС1+ПС2 2+3+3=8 |
||||
|
2 |
1 А 2 |
95 |
190 |
2+2+2=6 |
||||
3 |
1 А 2 |
120 |
240 |
2+2+2=6 |
||||
|
4 |
По количеству выключателей , длине трассы и длине провода выберем более экономичные варианты 1 и 4 .
Вариант N1.
1 Sпр=28.16+j15.52
А 2
Sпр=12.138+j6.1
3
. Sпр=28.169+j16.198
Превращаем кольцевую сеть в линию с двухсторонним питанием.
А А1
38км 37км 35км 46км
 |
28+j15.52 12.138+j6.1 28.169+j16.198
|
SA=[(28,16+j15.52 )118+(12.138+j6.1)81+(28.169+j16.198)46]/156=
=5601.832+j3070.568/156=35.9+j19.7
SA/=(28.16+j15.52)38+(12.138+j6.1)75+(28.169+J16.198)110=
=5078.99+j2829.04/156=32.6+j18.1
Делаем проверку
SA+SA/=
(9)
68.5+j37.8=68.5+j37.8
Находим мощности на каждом участке и точку токораспредиления.
А A/
35.9+j19.7 1 7.74+j4.18 2 4.43+j1.9 3. 32.6+j18.1
28.16+j15.52 12.14+j6.1 28.17+j16.2
Подсчитываем токи на каждом участке и выберем сечение по экономической плотности тока. Для кольцевой сети находим Тср.
Tcp=28.16*5700+12.14*4700+28.17*3500/28.16+12.14+28.17=4617.57 ч.
Участок 3-2
Imax=
(11)
|
Imax=Ö4.432+1.92/Ö3*110*103=25А
Участок 2-1
 |
Imax2-1= Ö7.742+4.182/Ö3*110*103=46А
Участок А-1
 |
ImaxA-1=Ö35.92+19.72/Ö3*110*103=214А
Участок А1-3
Imax=Ö32.62+18.12/Ö3*110*103=196A
Выбор сечения проводов методом экономических интервалов.
Iр = Iмах *ai *aт
Для участка А1-3
Ip=196*1.05*1=205.8A
Для участка 3-2
Ip=25*1.05*1=26.25A
Для участка 2-1
Ip=46*1.05*1=48.3A
Для участка 1-А
Ip=214*1.05*1=224.7
По карте для Северного Урала районII.
Опоры – железобетон, линия одноцепная, район Сибири.
Данные сводим в таблицу:
|
участок |
Smax: МВА |
Imax: A |
IpA |
Fctmm2 |
Iдоп А |
Iп.ав А |
|
А1-3 |
35,9 |
196 |
205,8 |
240 |
610 |
410 |
|
3-2 |
7,74 |
25 |
26,25 |
120 |
390 |
241 |
|
2-1 |
4,43 |
46 |
48,3 |
120 |
390 |
241 |
|
1-А |
32,6 |
214 |
224,7 |
240 |
610 |
410 |
Проверка выбранных проводов по нагреву в аварийном режиме.
А68.5+j37.8 40.31+j22.328.17+j16.2 A1
28,16+j15.52 12.14+j6.1 28.17+j16.2
Iав1-2=Iав3-2=ÖP2+Q2/Ö3*U=241A
Iав1-А=Iав3-A1=410A
Iав£Iдоп
Выбранные сечения провода проходят по нагреву.
ПАРАМЕТРЫ ЛИНИЙ.
|
линия |
длина.км |
марка провода |
Удельные параметры |
Расчётные параметры |
||||
|
r0 Ом/км |
х0 Ом/км |
q0 Мвар/км |
R1 Ом |
X1 ОМ |
Qc Mвар |
|||
|
А1-3 |
46 |
АС-240 |
0,120 |
0,405 |
0,0375 |
5,52 |
18,63 |
1,73 |
|
3-2 |
35 |
АС-140 |
0,249 |
0,427 |
0,0355 |
8,72 |
14,95 |
1,24 |
|
2-1 |
37 |
АС-140 |
0,249 |
0,427 |
0,0355 |
9,21 |
15,80 |
1,31 |
|
1-А |
38 |
АС-240 |
0,120 |
0,405 |
0,0375 |
4,56 |
15,39 |
1,43 |
Расчёт ведём по формулам:R=Ro*l/n; X=Xo*l/n; Qc=n*Qo*l.
Составляем схему замещения сети:
A 1 2 3 A1
4.56+j15.39 9.21+j15.8 8.72+j14.95 5.52+j18.63
 |
 |
 |
 |
 |
|||||
j0.72 j0.72 j0.66 j0.66 j0.62 j0.62 j0.86 j0.86
28.16+j15.52 12.14+j6.1 28.17+j16.2
Подсчитываем расчётные нагрузки ПС и упрощаем схему замещения сети;
Sp1=Snp1-j(Qc1/2+Qc2/2)=28.16+j15.52-(0.72+0.66)=28.16+j14.14
Sp2=12.14+j6.1-j(0.66+0.62)=12.14+j4.82
Sp3=28.17+j16.2-j(0.62+0.86)=28.17+j14.72
A 35.9+j17.2 1 7.7+j3.1 2 4.4+j1.7 3 32.6+j16.4 A1
j0.72 28.16+j14.14 12.14+j4.82 28.17+j14.72 j0.86
Находим распределениемощностей в схеме с учётом действительных параметров
линий по формулам:
PA=GAAå(PiRiA+QiXiA)+BAAå(PiXiA-QiRiA)
QA=-GAAå(PiXiA-QiXiA)+BAAå(PiRiA+QiXiA) где,
GAA=RAA/R2AA+X2AA BAA=XAA/R2AA+X2AA
GAA=28.01/28.012+64.772 =0.0056 BAA=64.77/28.012+64.772=0.013
PA=0.0056(28.2*23.45+12.1*14.24+28.2*5.52+14.1*49.38+4.8*33.58+14.7*
*18.63)+0.013(28.2*49.38+12.1*33.58+28.2*18.63-14.1*23.45+4.8*14.24+
+14.7*5.52)=35.95
QA=-0.0056*1844.059+0.013*2120.561=17.24
SA=35.9+j17.2
PA1=0.0056(28.2*22.49+12.1*13.77+28.2*4.56+14.7*46.14+4.8*31.9+14.1*
*15.39)+0.013(28.2*46.14+12.1*31.9+28.2*15.39-14.7+22.49+4.8*13.77+
+14.1*4.56)=32.65
QA1=-0.0056*1660.141+0.013*1977.804=16.4
SA1=32.6+j16.4
Проверка: SA+SA=S1p+S2p+S3p
68.5+j33.6=28.2+j14.1+12.1+j4.8+28.2+j14.7
Линия с двухсторонним питанием разделяется в точке потокораздела на
две радиальные линии:
35+j18.17.75+j4 4.4+j1.732.6+j14.4
j0.72 28.2+j14.1 7.7+j3.1 4.4+j1.7 28.2+j14.7 j0.86
0.61+j2.06 0.052+j0.9 0.016+j0.027 0.6+j2.04
Участок 1-2
Sк=7.7+3.1
DSл=Pk2+Qk2/Uн2(Rл+Xл)=7.72+3.12/1102(9.21+j15.8)=0.052+J0.9
Sн=Sk+DSл=7.7+j3.1+0.052+j0.9=7.752+j4
Участок А-1
Sk=Sн1-2+Sp1=7.752+j4+28.2+j14.1=35.952+j18.1
DSл=35.952+18.12/1102(4.56+j15.39)=0.61+j2.06
Sн=35.95+j18.1+0.61+j2.06=36.56+j20.16
Sa=Sн-jQ/2=36.56+j20.16-j0.72=36.56+j19.44
Участок 2-3
Sk=4.4+j1.7
DS=4.42+1.72/1102(8.72+14.95)=0.016+j0.027
Sн=4.4+j1.7+0.016+j0.027=4.416+j1.727
Участок 3-А1
Sk=4.416+j1.727+28.2+j14.7=32.62+j16.43
DS=32.622+16.432/1102(5.52+18.63)=0.6+j2.04
Sн=32.62+j16.43+0.6+j2.04=33.22+j18.47
Sa1=33.22+j18.47-j0.86=33.22+j17.61
åSa=Sa+Sa1=36.56+j19.44+33.22+j17.61=69.78+j37.05
Вариант N 3
1 Sпр=28.16+j15.52
 |
A 2 Sпр=12.138+j6.1
 |
|||
 |
|||
3
Sпр=28.169+j16.198
А
40,29+j21.62 1 12.138+j6.1 2
28.16+j15.52T=5700 12.138+j6.1
28.169+j16.198 3 T=4700
28.169+j16.198
T=3500
Tоки на каждом участке:
Imax=ÖP+Q/Ö3U
Участок А-1
Imax=Ö40.292+21.622/Ö3*110*2*103=120A
Участок 1-2
Imax=Ö12.1382+6.12/380.6*103=35A
Участок A-3
Imax=Ö28.1692+16.1982/380.6*103=85A
Выбор сечения проводов:
Ip=Imax*ai*at ai=1.05 at=1
Для участка А-1
Ip=120*1.05*1=126A
Для участка 1-2
Ip=35*1.05*1=36.75A
Для участка А-3
Ip=85*1.05*0.8=71.4
По карте, район Северного Урала -II. Опоры железобетонные,
линия двуцепная.
 |
Участок Smax Imax Ip Fct Iдоп Iп.ав.
 |
А-140,29 120 126 120 375 240
1-2 12,138 35 36,7595 330 70
А-328,169 85 71,495 330 70
ПАРАМЕТРЫ ЛИНИЙ
|
линия |
длина км |
марка провод |
удельные параметры |
расчётные параметры |
||||
|
r0 |
x0 |
q0 |
R1 |
X1 |
Q1 |
|||
|
A-1. |
38 |
AC-120 |
0.249 |
0.427 |
0.0355 |
4.731 |
8.113 |
2.698 |
|
1.2 |
37 |
AC-95 |
0.306 |
0.434 |
0.035 |
5.661 |
8.029 |
2.59 |
A-3 |
46 |
AC-95 |
0.306 |
0.434 |
0.035 |
7.038 |
9.982 |
3.22 |
Расчётные формулы:r0*l/nX=x0*l/n Qc=n*q0*l
Схема замещения и действительные параметры:
А 4.73+j8.11 1 5.66+j8.03 2
j1.35 j1.35 j1.3 j1.3
28.16+j15.52 12.14+j6.1
7.04+j9.98
3
j1.61 j1.61 28.17+j16.2
Sp1=28.16+j15.52-j(1.35+1.3)=28.16+j12.87
Sp2=12.14+j6.1-j1.3=12.14+j4.8
Sp3=28.17+j16.2-j1.61=28.17+j14.6
A
41.18+j21.81 12.22+j4.91
 |
 |
||||||||
|
 |
 |
|||||||
j1.35 28.16+j12.87 12.14+j4.8
28.75+j15.43
j1.61 28.17+j14.6
Распределение мощностей по линиям с учётом потерь.
Участок 1-2
Sk=12.14+j4.8 DS=0.08+j0.11 Sн=12.22+j4.91
Участок А-1
Sk=40.38+j20.43 DS=0.8+j1.38 Sн=41.18+j21.81
Участок А-3
Sk=28.17+j14.6 DS=0.58+j0.83 Sн=28.75+j15.43
Sa=28.75+j15.43
åSa=69.93+j34.28
|
|
|
Вариант N1
Вариант N3
1
|
1 2*25 110/10
|
Sp28.16+j15.52
2 А
A
Sp=12.14+j6.1 2
|
3 3
|
|||
|
|||
Sp=28.17+j16.2 2*25 110/35/10
Вариант N1 Вариант N3
|
КлА-1=38*14=532т.руб Кл1-2=37*11.4=421.8т.руб Kл2-3=35*11.4=399т.руб. Kл3-A=46*14=644т.руб. Кл=1996.8т.руб. Kи=530+380+560=1470т.руб. Kc=1996.8+1470=3466.8т.руб. Ил=2.8*1996.8/100=55.9т.руб. Ип=9.4*1470/100=138.18т.руб Tcp=t=4617.6=2500т.руб DW=2500*(0.052+0.61+0.016+0.6)=3195 Иw=0.01*3195=31.95т.руб Ис=55.9+138.18+31.95=226.03т.руб Зпр=0.12*3466.8+226.03=642.046т.руб |
КлA-1=38*18.1=687.8т.руб Кл1-2=37*17.8=652.6т.руб КлA-3=46*17.8=818.8т.руб Кл=2165т.руб Ки=430+310+525=1265т.руб Кс=2165.2+1265=3430.2т.руб Ил=2.8*2165.2/100=60.63т.руб Ип=9.4*1265/100=118.9т.руб DW=3700*0.8+2600*0.08+1500*0.58= =4038т,руб Иw=0.01*4038=40.38т.руб Ис=60.63+118.9+40.38=219.9т.руб Зпр=0.12*3430.2+219.9=631.524т.руб |
631,5—100%
642 ---X%
X=642*100/631.5=101.6%
Варианты схем равнозначны, т. к. 3 вариант схемы отличается менее, чем
на 3% от варианта 1. По инженерным параметрам выбираем вариант 3.
4. ОКОНЧАТЕЛЬНЫЙ РАСЧЁТ ОПТИМАЛЬНОГО ВАРИАНТА СХЕМЫ ПРОЕКТИРУЕМОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Расчёт электрической сети в наиболее тяжёлом аварийном режиме.
1
А
 |
|||
|
|||
2
|
3
Расчёт участков А-1 и 1-2
A 9,5+j16.2 1 11.3+j16.1 2
 |
 |
||||
 |
|||||
j0.67 j0.67 j0.64 j0.64
28.16+j15.52 12.14+j6.1
|
расчётные данные |
А-1 |
1-2 |
R=r0*lX=x0*l Qc=q*l Qc/2 |
0.249*38=9.5 0.427*38=16.2 0.0355*38=1.34 0.67 |
0.306*37=11.3 0.434*37=16.1 0.035*37=1.29 0.64 |
Составляем баланс мощностей по участкам с учётом потерь и находим
мощность потребляемую от источника:
Sp1-2=12.14+j(6.1-0.64)=12.14+j5.46
SpA-1=28.16+j(15.52-j0.67-0.64)=28.16+j14.21
Участок 1-2
Sk=12.14+j5.46
DS=0.17+j0.24
Sн=12.31+j5.70
Участок А-1
Sk=12.31+j5.7+28.16+j14.21=40.47+j19.9
DS=1.6+j2.72
Sн=40.47+j19.9+1.6+j2.72=42+j22.6
Sп=42+j(22.6-0.67)=42+j22.07
Sист=28.17+j16.2+42+j22.07=70.17+j38.27
Sk 40.47+j19.9 Sk12.14+j5.46
70.17+j38.27 42.0+j22.6 12.31+j5.70
5.ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ НА ШИНАХ ПОДСТАНЦИИ И ВЫБОР СПОСОБОВ РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ
Максимальный режим:
A
4.73+j8.11
5.66+j8.03
41,18+j21.81 1 12.22+j4.91 2
|
|||||
|
|||||
|
7.04+j9.98 3
28.75+j13.82
|
U1=116-41.28*4.73+21.81*8.11/116=112.8кВ
U2=112.8-12.22*5.66+4.91*8.03/112.8=111.84кВ
U3=116-28.75*7.04+13.82*9.98/116=113.07кВ
Аварийный режим:
A 42+j22.6 9.5+j16.2 1 12.31+j5.7 11.3+j16.1 2
|
|
||||
|
|||||
U1=116-42*9.5+22.6*16.2/116=109.37кВ
U2=109.4-12.31*11.3+5.7*16.1/109.4=107.3кВ
Выбор способов регулирования напряжения на шинах подстанции:
Подстанция 3.
0.75+j0
18+j8.7
|
··
|
|
·
0.75+j18.75
10+j4.9
|
107,8кВ |
 |
|||
 |
|||
U0=113-28*0.75+15.7*29.9/113=108.66
Ucн=0
Uнн=108.66-10*0.75+4.9*18.75=107.75
Задаёмся желаемым напряжением НН
Uж³1,05*Uном.сети=1.05*10=10.5кВ
Напряжение ответвления на ВН
Uотв=Uн1*Uном.н/Uж=107.8*11/10.5=112.8кВ
По шкале Uотв.ст=112.95(-1*1.78%)
Действительное напряжение на шинах НН
Uдн=Uн1*Uнн.тр/Uот.ст=107.8*11/112.95=10.49кВ
Задаёмся желаемым напряжением СН
Uж.с=³1.05*Uн.сети=1.05*35=36.75кВ
Uд.с=108.7*38.5/112095=37.05кВ
Подстанция 1
28,1+j15.2 1.53+j29.18
·
|
·
|
112.8 |
|
109.4 |
 |
|
|
|||||
Максимальный режим |
Аварийный режим |
|
Uн=11208-28.1*1.53+15.2*29.18/112.8= =108.5кВ |
Uн=109.4-28.1*1.53+15.2*29.18/109.4= =104.96кВ |
|
Uж³1.05*10=10.5кВ |
Uж=£1.0*10=10кВ |
|
Uотв=108.5*10.5/10.5=108.5кВ |
Uотв=104.96*10.5/10=110.2кВ |
|
Uотв.ст106,81(-4*1.78) |
Uдн=104.96*10.5/106.81=10.3кВ |
|
Uдн=108*10.5/106.81=10.6кВ |
Подстанция 2
12,1+j5.96 3.95+j69.5
|
·
·
|
111,8 |
|
107,3 |
|
|||||
 |
|
||||
Максимальный режим |
Аварийный режим |
|
Uн=111.8-12.1*3.95+5.96*69.5/111.8= =107.67кВ |
Uн=107.3-12.1*3.95+5.96*69.5/11108= =103.17кВ |
|
Uж³1.05*10=10.5кВ |
Uж£1.0*10=10кВ |
|
Uотв=107.67*11/10.5=112.79кВ |
Uотв=103.17*11/10=113.48кВ |
|
Uотв.ст=110.91(-2*1.78) |
|
|
Uдн=107.67*11/110.91=10.6кВ |
Uдн=103.17*11/110.91=10.2кВ |
Вывод: На подстанциях 1,2,3 в рассматриваемых режимах, имеющихся
на трансформаторах диапазонов регулировки напряжения оказывается достаточно для обеспечения требуемых уровней напряжения, так как
действительные напряжения близки к желаемым.
СПИСОКИСПОЛЬЗОВАНОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1.Рокотян С.С. “Справочник по проектированию электроэнергетических
систем” М. “ Энергия”,1987г.
2. “ Правила устройства электроустановок” М. “ Энергия”,1988г.
3. Боровиков В.А. “Электрические сети энергетические системы”,1989г.
4. Неклепаев Б.Н. “Электрическая часть электростанций и подстанций” М.
“ Энергия”,1989г.
5. “Энергия” журнал №10 ,1996г.
6. Неклепаев Б.Н. “Электрическая часть электростанций и подстанций” М.
“ Энергия”, 1972г.
7. НТП ПС 1993г.
8. “Принципиальные электрические схемы РУ ПС 6-750 кВ”1991г.