Электрическая сеть заданного района и подстанция

Размещено на http://www.allbest.ru/

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

Омский промышленно - экономический колледж

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

Тема: Электрическая сеть заданного района и подстанция

ОМСК 2012 г



Содержание

1. Характеристика сетевого района

2. Составление возможных вариантов конфигурации сетей

3. Выбор целесообразного напряжения питающей сети

4. Расчет нагрузок подстанции

5. Выбор силовых трансформаторов и расчет параметров схем замещения

6. Расчет электрической сети в режиме максимальных нагрузок

7. Расчет радиальной сети 110 кВ для участка - ПС 2-6

8. Расчет уровней напряжения на шинах ПС-5в режиме максимальных, минимальных нагрузок и послеаварийном режиме

9. Выбор рабочих коэффициентов трансформации на трансформаторах ПС-5 в режиме максимальных, минимальных нагрузок и послеаварийном режимах

Список литературы



1. Характеристика сетевого района

Согласно задания курсового проекта, в проектируемую эл. Сеть напряжением 110 кВ, входят ПС-2,5,6,7 .

С щин ПС-2 питаются потребители III категории , с годовой продолжительностью использования максимальной нагрузки Тмах=2700ч.

С щин ПС-5 питаются потребители I, II, III категории , с годовой продолжительностью использования максимальной нагрузки Тмах=5100ч.

С щин ПС-6 питаются потребители II, III категории , с годовой продолжительностью использования максимальной нагрузки Тмах=3800ч.

С щин ПС-7 питаются потребители III категории , с годовой продолжительностью использования максимальной нагрузки Тмах=3100ч.

2. Составление возможных вариантов конфигурации сетей

При составлении схемы сети учитывается: необходимая степень надежности, снажения потребителей эл.энергией в соответствии с их категориями. Для I категории необходимы двухцепные линии, или замкнутые кольцевые сети. Для II категории- рекомендуется питание от двух независимых линий, но допускаются линии с двойной подвеской.

Для потребителей III категории - достаточно одной питающей линии.

Схема должна быть простой, наглядной, экономической. Питание от источника должно идти по кратчайшему пути. Примеры конфигурации сети на рис.1



Расчет электрической сети заданного района

3. Выбор целесообразного напряжения питающей сети

Составляется возможная конфигурация электрической сети

Выбор экономически целесообразного напряжения для питания проектируемой сети производится по формуле:

,

где - среднее расстояние между ПС 2; 5; 8; 10 и ИП, км.

- сумма активных нагрузок всех ПС в максимальном режиме, МВт

Рис.1.1

На основании расчетов принимается на ИП напряжение 110 кВ.

ПС-2 запитана с шин 110кВ высокого напряжения ПС-6.согласно графику 1.1[3].

Разработка схемы электрической сети

Выбор вариантов конфигурации электрической сети.

Намечаются возможные варианты конфигурации электрической сети и проводится сравнение их по протяженности трассы, длине проводов (в одной фазе), количеству высоковольтных выключателей на питающей и приемных ПС.

Выбор типовых схем электрических соединений на ПС.

Учитывая конфигурацию электрической сети, номинальную мощность установленных на ПС трансформаторов и напряжение сети, а также количество присоединений выбираются типовые схемы РУ - 110кВ [4]

Сравнение вариантов схем электрической сети и выбор оптимального варианта.

Для удобства сравнения вариантов составляется таблицу 1.

Таблица 1.

№ Варианта	№ ПС	Номер схемы	Количество трасформаторов	U кВ.	Количество выключателей на 110 кВ, шт	Длина трассы, км	Длина провода, км
1	2 5 6 7	110-3Н 110-5АН 110-6 110-3Н	6	110	10	108	153
2	2 5 6 7	110-3Н 110-5АН 110-5Н 110-3Н	6	110	10	158	158
3	2 5 6 7	110-3Н 110-5АН 110-5Н 110-3Н	6	110	10	118	163
4	2 5 6 7	110-3Н 110-5АН 110-5Н 110-3Н	6	110	10	125	170

Из таблицы 1 видно, что варианты 1и 3 наиболее экономичны, в первом варианте меньше провода ,корче трасса, что является важным фактором, при равном количестве выключателей, и он обладает не меньшей надежностью, кроме того более короткая трасса более выгодна при строительстве и обслуживании. Для дальнейшего рассмотрения выбирается 1-й вариант.

4. Расчет нагрузок подстанции

Полная мощность подстанции

,

где P - активная мощность нагрузки ПС, МВт;

- коэффициент мощности нагрузки.

Реактивная мощность ПС

Однотипные расчеты сводятся в таблицу 2

Таблица 2. Расчет нагрузок подстанций.

Номер Подстанции	UкВ	Максимальный режим	Минимальный режим
		Р, МВт	Cos ц	Q, МВар	S МВ•А	Р, МВт	Cos ц	Q, МВар	S МВ•А
2	10	5,0	0,89	2,57	5,62	3,0	0,88	1,62	3,41
5	10	35	0,91	14,8	38,46	25	0,88	13,5	28,41
	35	10	0,9	4,84	11,11	7	0,88	3,77	7,95
6	10	30,0	0,91	13,67	32,97	16,0	0,9	7,8	17,8
7	10	8	0,9	3,9	8,9	4	0,89	2,061	4,5

5. Выбор силовых трансформаторов и расчет параметров схем замещения

Выбор силовых трансформаторов

Число трансформаторов на ПС, как правило, не должно быть больше двух [3]. В соответствии с п.п.1.2. 18 - 1.2.20 [1] потребители I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания в частности от двух взаимно резервируемых трансформаторов ПС, получающих питание по двум линиям, для потребителей III категории допускается применение одного трансформатора и одной питающей линии.

При выборе сетевых понижающих трансформаторов для двух трансформаторных подстанций должно выполняться условие:

Тогда при отключении одного из работающих трансформаторов другой должен обеспечивать электроснабжение всей нагрузки, не перегружать сверх допустимой величины равной .

При установки одного трансформатора

.

На ПС нагрузка в максимальном режиме определяется по формуле:

Коэффициент загрузки трансформатора в аварийном режиме:



где - максимальная мощность нагрузки подстанции ПС,

- номинальная мощность трансформатора,

Расчеты сводятся в таблицу 3.

Таблица 3. Расчетные данные для выбора трансформаторов

№ ПС	, кВ	Мощность нагрузки	Кол. тр-ров на ПС		Тип трансформатора
				,
2	10	5	2,57	5,62	1	5,62	ТМН 6300/110	1
5	10	35	14,8	38,46	2	34,98	ТДТН 40000/110	1,4
	35	10	4,84	11,11
	?	45	19,64	49,57
6	10	30,0	13,67	32,97	2	23,08	ТРДН25000/110	1,24
7	10	8	3,9	8,9	1	8,9	ТДН10000/110	1,1

Расчет параметров схем замещения трансформаторов

Технические данные силовых трансформаторов [1] сводятся в таблицу 4.

Таблица 4. Технические данные силовых трансформаторов

№ ПС	Тип трансформатора	кВ	Потери, кВт
		ВН	СН	НН			В-С	В-Н	С-Н
2	ТМН 6300/110	115		11	5,5	22		10,5		1,5
5	ТДТН 40000/110	115	38,5	11	39	200	10,5	17,5	6,5	0,6
6	ТРДН- 25000/110	115		10,5-10,5	25	120		10,5		0,65
7	ТДН- 10000/110	115		11	14	60		10,5		0,9

Расчет параметров схемы замещения производится по формулам:

Расчет сопротивлений для двухобмоточного трехфазного трансформатораТДН10000/110 ПС-7.

Аналогично рассчитываем сопротивления для ПС-6,2.

Расчет параметров схемы замещения трехобмоточного трансформатора ТДТН - 40000/110 подстанции ПС-5



где

Считается, что

Расчеты сводятся в таблицу 5.

Таблица 5. Расчет параметров схем замещения трансформатора

№ пс	Параметры одиночного трансформатора
	Rтв, Ом	Rтс, Ом	Rтн, Ом	Xтв, Ом	Xтс, Ом	Xтн, Ом
2	7,33			220,416			0,0055	0,09
5	0,83	0,83	0,83	35,54	0	21,49	0,039	0,24
6	2,54			55,54			0,025	0,16
7	7,93			127,05			0,014	0,09
	Параметры эквивалентного трансформатора
2	7,33			220,416			0,0055	0,09
5	0,415	0,415	0,415	17,77	0	10,745	0,078	0,48
6	1,27			27,77			0,05	0,32
7	7,93			127,05			0,014	0,09

6. Расчет электрической сети в режиме максимальных нагрузок

Расчет приведенных нагрузок ПС

Приведенная нагрузка ПС, т.е. мощность, поступающая в трансформаторы шин ВН, складывается из мощностей потребителей и потерь в обмотках и магнитопроводах трансформаторов.

Расчет ведется по схеме замещения. Потери мощности в каждом звене схема замещения трансформатора (или линии) рассчитываются по формулам

где S2, P2, Q2. - соответственно полная, активная и реактивная мощности конца звена.

R и X - активное и индуктивное сопротивления звена эквивалентной схемы замещения.

В качестве для трансформаторов берется обмотки ВН.

Для дальнейших расчетов падения напряжения в звене нужно знать мощность начала звена, которая равна сумме мощности S2 и потери мощности в сопротивлениях

Для расчета приведенной нагрузки нужно еще учесть потери в стали эквивалентного трансформатора.

Таблица 6. Расчет трех обмоточных трансформаторов ПС-5

Участок	Активная мощность P, МВт	Реактивная мощность, Q,
Мощность потребляемая в обмотке СН	10	J4,84
Потери в обмотке СН
Начало звена обмотки СН
Мощность, потребляемая с шин НН	35	J14,8
Потери в обмотке НН
Мощность начала звена обмотки НН
Мощность в конце обмотки ВН	35,045+10,004=45,049	j(15,973+4,84)=j20,813
Потери в обмотки ВН
Мощность звена обмотки ВН
Потери в стали
Приведенная мощность ПС-5

Sпс-5=45,135+j24,169

Таблица 7. Расчет трех обмоточных трансформаторов ПС-6

Участок	Активная мощность P, МВт	Реактивная мощность Q,
Мощность потребляемая с шин НН	30	J13,67
Потери в обмотках трансформатора
Начало звена трансформатора
Потери в стали
Приведенная мощность на шинах ВН

Таблица 8. Расчет двух обмоточных трансформаторов ПС-7

Участок	Активная мощность P, МВт	Реактивная мощность Q,
Мощность потребляемая с шин НН	8	J3,9
Потери в обмотках трансформатора
Начало звена трансформатора
Потери в стали
Приведенная мощность на шинах ВН
Sпс-7=8,064+j4,75

Таблица 9. Расчет двух обмоточного трансформатора ПС-2

Участок	Активная мощность P, МВт	Реактивная мощность Q,
Мощность потребляемая с шин НН	5,0	J2,57
Потери в обмотках трансформатора
Начало звена трансформатора
Потери в стали
Приведенная мощность на шинах ВН
Sпс-2=5,0225+j3,04

7. Расчет радиальной сети 110 кВ для участка - ПС 2-6

Сечение проводов ВЛ принимается по таблицам в зависимости от расчетного тока Iр, напряжения, материала опор, района по гололедности и региона страны по методу экономических токовых интервалов

Значения Iр определяется по выражению:

где I5 - ток линий на пятом году её эксплуатации (max режим)

бi=1,05 - коэффициент, учитывающий изменение тока по годам эксплуатации.

бт= 0,8 - коэффициент, учитывающий число часов использования max нагрузки линии (Tм) и значение нагрузки в максимуме энергосистемы (определяется коэффициентом попадания в максимум, Км) Км = 1.При этом значение бт находится по таблице 4.3 [3].

Принимаем бi = 1,05 для ВЛ-35-220 кВ

Ток пятого года рассчитывается по формуле:

Где n - количество линий

Сечение провода выбирается из того, что II район по гололёду, провод находится на ж\б опорах. Выбираем провод АС - 70/11 , согласно табл. П 5 и П 6 [3].

Iдоп ? Iав

I доп = 265А ? Iав =25,5 А.

ro = 0,42 Ом/км

xо = 0,441 Ом/км

в0 =2,59 •10-6 см/км

Сопротивления R и X схеиы замещения определяются по формуле:

R= ro •l=0,42•40=16,8Ом

Х= xо•l=0,441•40=7,06 Ом

Зарядная мощность по формуле

Qс= в0•l•U2ном.сети=2,59•10-6•40•1102=0,051 Мвар.

Таблица 10.

Номер ВЛ	Провод	l, км	r0 , Ом/км	x0 , Ом/км	b0.10-6 , Ом/км	R , Ом	X , Ом	Qc , Мвар
ПС2-6	АС-70/11	40	0,42	0,441	2,59.10-6	16,8	17,64	1,25

Расчет мощности по линии ПС 2-6 сводим в таблицу 11.

Таблица 11

Участок	Мощность и потери,
Конец линии	Sпс-2=5,0225+j3,04
Конец звена	5,0225+j3,04-j1,25/2.=5,0225+j2,43
Потери в звене
Начало звена	5,031+j3,032
Начало линии	5,031+j3,032-j1,25/2=5,031+j2,407

Суммарная мощность на шинах

ПС-6 =(5,031+j2,407)+( 30,16+j16,72)= 35,191+ j19,127

Расчет радиальной сети 110 кВ для участка ПС-6-5

Сечение проводов ВЛ принимается по таблицам в зависимости от расчетного тока Iр, напряжения, материала опор, района по гололедности и региона страны по методу экономических токовых интервалов

Значения Iр определяется по выражению:

где I5 - ток линий на пятом году её эксплуатации (max режим)

бi=1,05 - коэффициент, учитывающий изменение тока по годам эксплуатации. сеть трансформатор напряжение шина

бт= 0,9 - коэффициент, учитывающий число часов использования max нагрузки линии (Tм) и значение нагрузки в максимуме энергосистемы (определяется коэффициентом попадания в максимум, Км) Км = 1.При этом значение бт находится по таблице 4.3 [3].

Принимаем бi = 1,05 для ВЛ-35-220 кВ

Ток пятого года рассчитывается по формуле:

Где n - количество линий

Сечение провода выбирается из того, что II район по гололёду, провод находится на ж\б опорах. Выбираем провод АС - 95/16 , согласно табл. П 5 и П 6 [3].

Iдоп ? Iав

I доп =330 ? Iав =99,33 А.

ro = 0,299 Ом/км

xо = 0,43 Ом/км

в0 =2,64 •10-6 см/км

Зарядная мощность по формуле

Qс= в0•l•U2ном.сети=2,64•10-6•23•1102=0,735 Мвар.

Таблица 12.

Номер ВЛ	Провод	l, км	r0 , Ом/км	x0 , Ом/км	b0.10-6 , Ом/км	R , Ом	X , Ом	Qc , Мвар
ПС6-5	АС-90/16	23	0,299	0,43	2,64.10-6	6,87	9,89	0,735

Расчет мощности по линии ПС 6-5 сводим в таблицу 13.

Таблица 13.

Участок	Мощность и потери,
Конец линии	Sпс-6=35,191+ j19,127
Конец звена	35,191+ j19,127-j0,735=35,191+ j18,392
Потери в звене
Начало звена	35,641+ j19,032
Начало линии	35,641+ j19,032-j0,97=35,641+ j18,297

Суммарная мощность на шинах

ПС-5 =(35,641+ j18,297)+( 45,135+j24,169)= 80,776+ j42,466

Расчет радиальной сети 110 кВ для участка ИП - ПС-5



Для одной цепи ток будет равен:

Сечение провода выбирается из того, что II район по гололёду, провод находится на ж\б опорах. Выбираем провод АС - 240/32, согласно табл.П5 и П 6 [3].

Iдоп ? Iав

I доп = 610А ? Iав =251,475 А.

ro = 0,118Ом/км

xо = 0,401 Ом/км

в0 =2,84 •10-6 см/км

Зарядная мощность по формуле

Qс= в0•l•U2ном.сети=2,84•10-6•22•1102=0,76Мвар.

Таблица 14.

Номер ВЛ	Провод	l, км	r0 , Ом/км	x0 , Ом/км	b0.10-6 , Ом/км	R , Ом	X , Ом	Qc , Мвар
ПС5-ИП	АС - 240/32	22	0,118	0,401	2,84.10-6	2,6	8,8	0,756

Расчет мощности по линии ПС5-С сводим в таблицу 15.

Таблица 15.

Участок	Мощность и потери,
Конец линии	Sпс-5=80,776+ j 42,466
Конец звена	80,776+ j 42,466-j0,756=80,776+ j 41,71
Потери в звене
Начало звена	81,676+ j 44,715
Начало линии	81,676+ j 43,959

Расчет радиальной сети 110 кВ для участка ПС7- ИП

Для одной цепи ток будет равен:

Сечение провода выбирается из того, что II район по гололёду, провод находится на ж\б опорах. Выбираем провод АС - 95/16 , согласно табл.П5 и П 6 [3].

I доп = 330А ? Iав = 74,11А.

ro = 0,299 Ом\км

xо = 0,43 Ом\км

в0 =2,64 •10-6 см/км

Зарядная мощность по формуле

Qс= в0•l•U2ном.сети=2,64•10-6•23•1102=1,05Мвар.

Таблица 16.

Номер ВЛ	Провод	l, км	r0 , Ом/км	x0 , Ом/км	b0.10-6 , Ом/км	R , Ом	X , Ом	Qc , Мвар
ПС7-И	АС-95/16	23	0,299	0,43	2,64.10-6	6,877	9,89	0,735



Расчет мощности по линии ПС 8-С сводим в таблицу 17.

Таблица 17.

Участок	Мощность и потери,
Конец линии	Sпс-8=8,064+j14,75
Конец звена	8,064+j14,75-j0,735/2=8,064+j14,38
Потери в звене
Начало звена	8,218+j14,602
Начало линии	8,218+j14,235

Суммарная мощность шинах

ИП = (8,218+j14,235)+( 81,676+ j 43,959)= 89,89+ j58,194.

8. Расчет уровней напряжения на шинах ПС-5в режиме максимальных, минимальных нагрузок и послеаварийном режиме

Расчет мощности в аварийном режиме по линии ПС6-5при обрыве одной цепи, сводим в таблицу 18.

Таблица 18

Участок	Мощность и потери,
Конец линии	Sпс-6=35,191+ j19,127
Конец звена	35,191+ j19,127-j0,735/2=35,191+ j18,76
Потери в звене
Начало звена	36,094+ j20,06
Начало линии	36,094+ j20,06-j0,735/2=36,094+ j19,69

Суммарная мощность на точке линии



ПС5 =(36,094+ j19,69)+( 45,135+j24,169)= 81,23+ j43,86

Таблица 19.

Участок	Мощность и потери,
Конец линии	Sпс-5=81,23+ j43,86
Конец звена	81,23+ j43,86-j0,756=81,23+ j43,103
Потери в звене
Начало звена	82,616+ j 46,293
Начало линии	82,616+ j 45,537

Суммарная мощность шинах

ИП = (8,218+j14,235)+( 82,616+ j 45,537)= 90,83+ j59,77

Напряжение на источнике питания в максимальном режиме работы:

При подсчете UВН поперечная составляющяя падения напряжения не учитывается.

Напряжение на источнике питания в минимальном режиме работы:



При подсчете UВН поперечная составляющяя падения напряжения не учитывается.

Напряжение на источнике питания в послеаварийном режиме работы:

При подсчете UВН поперечная составляющяя падения напряжения не учитывается.



9. Выбор рабочих коэффициентов трансформации на трансформаторах ПС-5 в режиме максимальных, минимальных нагрузок и послеаварийном режимах

На ПС-3 установлены силовые трансформаторы ТРДН-25000/110 имеют РПН+9х1,78% в нейтрали ВН.

Расчет напряжения на стороне НН

Номинальные коэффициенты трансформации между обмоточными ВН и НН

Задаемся величинами желаемых напряжений на шинах НН ПС в максимальном и послеаварийном режимах согласно ПУЭ: желаемое напряжение 10,5кВ.

В минимальном режиме желаемое напряжение 10 кВ.

При сравнении действительных значений напряжений (при отключенном РПН) с желаемыми видно, что во всех режимах, желаемые напряжения не соответствуют действительным, поэтому необходимо использовать РПН.

Определяются желаемые ответвления РПН во всех режимах.

В виду того что для аварийного режима, рабочее относительное число витков близко к 1, то ступень РПН остается на 0%, и только в максимальном и минимальном режиме требуется регулировка, то проводим следующий расчет:

, ближайший к расчетному.

, ближайший к расчетному.

Определяется напряжение на стороне НН при выбранном числе рабочих витков

Вывод:

Применение ПБВ нецелесообразно. Любое дальнейшее регулирование напряжения во всех режимах осуществляется на данной подстанции при помощи РПН..



Список литературы

1. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. электрооборудование станций и подстанций. -М.: Энергоатомиздат, 1987

2. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования, - М.: Энергоатомиздат, 1989.

3. Методические указания к выполнению курсового проекта по предмету “электрические сети энергетических систем”. - Иваново, 1991.

4. Методические указания для экономической части дипломного проекта . - Иваново, 2007год.

5. Правила устройства электроустановок - 6-е издание -М, 1993

6. Схемы принципиальные электрические распределительных устройств напряжением 6…750кВ подстанций. Типовые материалы для проектирования 407-03-456.87.

7. Боровиков В.А., Косарев В.К., Ходот Г.А. Электрические сети энергетических систем. - Л, “Энергия”, 1977.

8. Методические указания по применению государственных стандартов ЕСКД в курсовом и дипломном проектах. - Иваново, 2001

9. Сакара А.В. Методические рекомендации по проведению испытаний электрооборудования и аппаратов электроустановок потребителей - М.: ЗАО “Энергосервис”, 2003

10. Справочник по проектированию линий электропередачи/М.Б. Вяземский, В.Х. Ишин, К.П. Крюков и др. Под ред. М.А. Реута и С.С. Рокотяна М.: Энергия, 1980.

Размещено на Allbest.ru