Электрические сети энергетических систем

Министерство топлива и энергетики России. Екатеринбургский энергетический техникум КУРСОВОЙ ПРОЕКТ по предмету Электрические сети энергетических систем Тема Электрическая сеть 110 кВ КП 2102 С-514-Э Разработал Угренев С.Е. Руководил Телегина И.А. 1999г. Оценка Пояснительная записка. КП 2102 С-514-ЭСОДЕРЖАНИЕ 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 800

МВт. Для создания связи 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 кВ. 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. 6-1.ВЫБОР ТИПА И МОЩНОСТИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ 1.1.

Составление баланса мощности по ПС Для составления баланса мощности необходимо определить нагрузки ПС на шинах низкого и среднего напряжения. SPcos 1 Q 2 WPmax Tmax 3 Результаты расчетов сводим в таблицу 1. Таблица 1. ПСшиныPmax МВтQmax МВарSmax МВАTmax часcos W МВт ч1НН10кВ2813,631,157000,91596002НН35кВ12 5,713,347000,9564003СН35кВ188,72035000,9 63000НН10Кв104,811,135000,935000

П.С.1 Sном т.31.1 0.721.77 П.С.2 Sном т.13.3 0.79.31 П.С.3 Sмах п.т.181028.74.8231.1МВА Sном.т.1.2 Выбор количества и мощности трансформаторов на подстанции на ПС1-2 2хобмоточных трансформатора ТРДН2500011010 на ПС2-2 2хобмоточных трансформатора ТДН1000011010 на

ПС3-2 3хобмоточных трансформатора ТДТН 250001103510 т.к. есть потребители I и II категории. При установке 2х трансформаторов мощность каждого трансформатора выбирается порядка 70 от максимальной нагрузки ПС Snom.тр 0, ,7Smax.ПС По справочнику6,стр109-111 выбирается ближайший по мощности трансформатор. Для трех обмоточного трансформатора Smax.ПСPнРс2QнQc3.Проверяем правильно ли выбраны трансформаторы по коэффициенту загрузки при нормальном

и послеаворийном режиме по формулам КзSmax.ПС1002Snom.трспр в нормальном режиме 5 КзSmax.ПС100Snom.трспр в послеаворийном режиме 6 Для нормального режима Кз КзПС131.1 1002 2562.2 КзПС213.3 1002 1066.5 KзПС31.1 1002 2562.2 Для послеаворийного режима Кз КзПС131.1 10025124.4 КзПС213.3 10010133 KзПС10025124.4 Условие выполняется , значит трансформаторы выбраны правильно.

Заносим данные трансформатора в таблицу 2. Таблица 2. Smax МВАЧисло тр-ровSnom.тр-ров МВАКоэффициент загрузкинорм. режимпослеавор. режим1I,II,III31.122562.2124.42I,II,III1 3.321066.51333I,II,4. Определяем параметры трансформаторов по справочнику 6,стр109-111

Таблица 3 ПСТип трансфор- матораСправочные данныеРасчетные данныеUnom кВ PххR ОмX Ом QххВНСНННкВтВНСНННВНСНННкВар1ТРДН 2500011010 115-10.525 3,06 58.36 1752ТДН 1000011035115-11147,9 136.5 70ТДТН 25000110351011538,511,028,51.51.51.559.7 037.51753 4 1.5.Расчет приведенных нагрузок подстанции в МВА. 5 Подстанция 1 28.16j15.52 28.11j15.19 1.53j29.18 0.05j0.33 0.11j2.13 28j13.6 7 Sоб.н28213.62 1152 1.53j29.18 0.11j2.13 SSSоб.28j13.60.11j2.1328.11j15.19 SпрSSхх28.11j15.190.05j0.3328.16j15.52 Подстанция 2 12.138j6.1 12.11j5.96 3,95J69.5 0.028j0.18 0.11j2.13 12j5.7

Soб.н122 5.72 1152 8.38j68.250.11j0.89 SSSоб.н12j5.70.11j0.8912.11j5.96 SпрSSхх12.11j5.960.028j0.1412.138j6.1 Подстанция 3 18.023j8.7 0.75j0 18J8.7 28.169j16.198 28.079j15.748 0.75j29.85 28.029j13.6 0.023j0 0.09j0.45 0.05j2.08 10.0j4.97 10J405 0.006J0.168 Sоб.н1024.8211520.75j18.750.006j0.168 Sоб.с1828.7211520.75j00.023j0 SнSнSоб.н10j4.80.006j0.16810.006j4.968 ScScSоб.с18j8.70.023j018.023j8.7 SвSсSн18.023j8.710.006j4.96828.029j13.66 8 Sоб.в28.029213.668211520.75j29.850.05j2. 08

SвSвSоб.в28.029j13.6680.05j2.0828.079j15 .748 SSвSхх28,079j15.7480.09j0.4528.169j16.19 8 2.СОСТАВЛЕНИЕ ВАРИАНТОВ СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ И РАСЧТ 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 2-2 151 302 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 схемыдлинна трассы кмдлинна провода кмКоличество выключателей на

вы-соком напряжении 1 1 2 А 170 170 ПС АПС1ПС2 2338 2 1 А 2 95 190 2226 3 1 А 2 120 240 2226 4 По количеству выключателей , длине трассы и длине провода выберем более экономичные варианты 1 и 4 . Вариант N1. 1 Sпр28.16j15.52 А 2 Sпр12.138j6.1 3 . Sпр28.169j16.198 Превращаем кольцевую сеть в линию с двухсторонним питанием. А А1 38км 37км 35км 46км 28j15.52 12.138j6.1 28.169j16.198

SA28,16j15.52 11812.138j6.18128.169j16.19846156 5601.832j3070.56815635.9j19.7 SA28.16j15.523812.138j6.17528.169J16.198 110 5078.99j2829.0415632.6j18.1 Делаем проверку SASA 9 68.5j37.868.5j37.8 Находим мощности на каждом участке и точку токораспредиления. А A 35.9j19.7 1 7.74j4.18 2 4.43j1.9 3. 32.6j18.1 28.16j15.52 12.14j6.1 28.17j16.2 Подсчитываем токи на каждом участке и выберем сечение по экономической плотности тока.

Для кольцевой сети находим Тср. 10 Tcp28.16570012.14470028.17350028.1612.14 28.174617.57 ч. Участок 3-2 Imax 11 Imax4.4321.92311010325А Участок 2-1 Imax2-1 7.7424.182311010346А Участок А-1 ImaxA-135.9219.723110103214А Участок А1-3 Imax32.6218.123110103196A Выбор сечения проводов методом экономических интервалов. Iр Iмах i т Для участка А1-3 Ip1961.051205.8A Для участка 3-2

Ip251.05126.25A Для участка 2-1 Ip461.05148.3A Для участка 1-А Ip2141.051224.7 По карте для Северного Урала район II. Опоры железобетон, линия одноцепная, район Сибири. Данные сводим в таблицу участокSmax МВАImax AIp AFct mm2Iдоп АIп.ав АА1-335,9196205,82406104103-27,742526,25 1203902412-14,434648,31203902411-А32,621 4224,7240610410

Проверка выбранных проводов по нагреву в аварийном режиме. А 68.5j37.8 40.31j22.3 28.17j16.2 A1 28,16j15.52 12.14j6.1 28.17j16.2 Iав1-2Iав3-2P2Q23U241A Iав1-АIав3-A1410A IавIдоп Выбранные сечения провода проходят по нагреву. ПАРАМЕТРЫ ЛИНИЙ. линия длина.км марка провода Удельные параметры Расчтные параметрыr0 Омкмх0 Омкмq0 МваркмR1 ОмX1 ОМQc

MварА1-346АС-2400,1200,4050,03755,5218,6 31,733-235АС-1400,2490,4270,03558,7214,9 51,242-137АС-1400,2490,4270,03559,2115,8 01,311-А38АС-2400,1200,4050,03754,5615,3 91,43 Расчт ведм по формулам RRoln XXoln QcnQol. Составляем схему замещения сети A 1 2 3 A1 4.56j15.39 9.21j15.8 8.72j14.95 5.52j18.63 j0.72 j0.72 j0.66 j0.66 j0.62 j0.62 j0.86 j0.86 28.16j15.52 12.14j6.1 28.17j16.2 Подсчитываем расчтные нагрузки ПС и упрощаем схему замещения сети Sp1 Snp1-jQc12Qc2228.16j15.52-0.720.6628.16j 14.14

Sp212.14j6.1-j0.660.6212.14j4.82 Sp328.17j16.2-j0.620.8628.17j14.72 A 35.9j17.2 1 7.7j3.1 2 4.4j1.7 3 32.6j16.4 A1 j0.72 28.16j14.14 12.14j4.82 28.17j14.72 j0.86 Находим распределение мощностей в схеме с учтом действительных параметров линий по формулам PAGAAPiRiAQiXiABAAPiXiA-QiRiA QA-GAAPiXiA-QiXiABAAPiRiAQiXiA где, GAARAAR2AAX2AA BAAXAAR2AAX2AA GAA28.0128.01264.772 0.0056

BAA64.7728.01264.7720.013 PA0.005628.223.4512.114.2428.25.5214.149 .384.833.5814.7 18.630.01328.249.3812.133.5828.218.63-14 .123.454.814.24 14.75.5235.95 QA-0.00561844.0590.0132120.56117.24 SA35.9j17.2 PA10.005628.222.4912.113.7728.24.5614.74 6.144.831.914.1 15.390.01328.246.1412.131.928.215.39-14. 722.494.813.77 14.14.5632.65 QA1-0.00561660.1410.0131977.80416.4 SA132.6j16.4 Проверка SASAS1pS2pS3p 68.5j33.628.2j14.112.1j4.828.2j14.7 Линия с двухсторонним питанием разделяется в точке

потокораздела на две радиальные линии 35j18.1 7.75j4 4.4j1.7 32.6j14.4 j0.72 28.2j14.1 7.7j3.1 4.4j1.7 28.2j14.7 j0.86 0.61j2.06 0.052j0.9 0.016j0.027 0.6j2.04 Участок 1-2 Sк7.73.1 SлPk2Qk2Uн2RлXл7.723.1211029.21j15.8 0.052J0.9 SнSkSл7.7j3.10.052j0.97.752j4 Участок А-1 SkSн1-2Sp17.752j428.2j14.135.952j18.1 Sл35.95218.1211024.56j15.390.61j2.06 Sн35.95j18.10.61j2.0636.56j20.16

SaSн-jQ236.56j20.16-j0.7236.56j19.44 Участок 2-3 Sk4.4j1.7 S4.421.7211028.7214.950.016j0.027 Sн4.4j1.70.016j0.0274.416j1.727 Участок 3-А1 Sk4.416j1.72728.2j14.732.62j16.43 S32.62216.43211025.5218.630.6j2.04 Sн32.62j16.430.6j2.0433.22j18.47 Sa133.22j18.47-j0.8633.22j17.61 SaSaSa136.56j19.4433.22j17.6169.78j37.05 Вариант N 3 1

Sпр28.16j15.52 A 2 Sпр12.138j6.1 3 Sпр28.169j16.198 А 40,29j21.62 1 12.138j6.1 2 28.16j15.52 T5700 12.138j6.1 28.169j16.198 3 T4700 28.169j16.198 T3500 Tоки на каждом участке ImaxPQ3U Участок А-1 Imax40.29221.62231102103120A Участок 1-2 Imax12.13826.12380.610335A Участок A-3 Imax28.169216.1982380.610385A

Выбор сечения проводов IpImaxit i1.05 t1 Для участка А-1 Ip1201.051126A Для участка 1-2 Ip351.05136.75A Для участка А-3 Ip851.050.871.4 По карте, район Северного Урала -II. Опоры железобетонные, линия двуцепная. Участок Smax Imax Ip Fct Iдоп Iп.ав. А-1 40,29 120 126 120 375 240 1-2 12,138 35 36,75 95 330 70

А-3 28,169 85 71,4 95 330 70 ПАРАМЕТРЫ ЛИНИЙ линия длина км марка проводудельные параметрырасчтные параметрыr0x0q0R1X1Q1A-1.38AC-1200.2490. 4270.03554.7318.1132.6981.237AC-950.3060 .4340.0355.6618.0292.59A-346AC-950.3060. 4340.0357.0389.9823.22 Расчтные формулы r0ln Xx0ln Qcnq0l Схема замещения и действительные параметры А 4.73j8.11 1 5.66j8.03 2 j1.35 j1.35 j1.3 j1.3 28.16j15.52 12.14j6.1 7.04j9.98 3 j1.61 j1.61 28.17j16.2 Sp128.16j15.52-j1.351.328.16j12.87 Sp212.14j6.1-j1.312.14j4.8

Sp328.17j16.2-j1.6128.17j14.6 A 41.18j21.81 12.22j4.91 j1.35 28.16j12.87 12.14j4.8 28.75j15.43 j1.61 28.17j14.6 Распределение мощностей по линиям с учтом потерь. Участок 1-2 Sk12.14j4.8 S0.08j0.11 Sн12.22j4.91 Участок А-1 Sk40.38j20.43 S0.8j1.38 Sн41.18j21.81 Участок А-3 Sk28.17j14.6 S0.58j0.83 Sн28.75j15.43 Sa28.75j15.43 Sa69.93j34.28 Вариант N1

Вариант N3 1 1 225 11010 Sp28.16j15.52 2 А A Sp12.14j6.1 2 210 11010 3 3 Sp28.17j16.2 225 1103510 Вариант N1 Вариант N3 КлА-13814532т.руб Кл1-23711.4421.8т.руб Kл2-33511.4399т.руб. Kл3-A4614644т.руб. Кл1996.8т.руб. Kи5303805601470т.руб. Kc1996.814703466.8т.руб. Ил2.81996.810055.9т.руб. Ип9.41470100138.18т.руб Tcp4617.62500т.руб

W25000.0520.610.0160.63195 Иw0.01319531.95т.руб Ис55.9138.1831.95226.03т.руб Зпр0.123466.8226.03642.046т.рубКлA-13818 .1687.8т.руб Кл1-23717.8652.6т.руб КлA-34617.8818.8т.руб Кл2165т.руб Ки4303105251265т.руб Кс2165.212653430.2т.руб Ил2.82165.210060.63т.руб Ип9.41265100118.9т.руб W37000.826000.0815000.58 4038т,руб

Иw0.01403840.38т.руб Ис60.63118.940.38219.9т.руб Зпр0.123430.2219.9631.524т.руб 631,5 100 642 X X642100631.5101.6 Варианты схем равнозначны, т. к. 3 вариант схемы отличается менее, чем на 3 от варианта 1. По инженерным параметрам выбираем вариант 3. 4. ОКОНЧАТЕЛЬНЫЙ РАСЧТ ОПТИМАЛЬНОГО ВАРИАНТА СХЕМЫ ПРОЕКТИРУЕМОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ

СЕТИ Расчт электрической сети в наиболее тяжлом аварийном режиме. 1 А 2 3 Расчт участков А-1 и 1-2 A 9,5j16.2 1 11.3j16.1 2 j0.67 j0.67 j0.64 j0.64 28.16j15.52 12.14j6.1 расчтные данныеА-11-2Rr0l Xx0l Qcql Qc20.249389.5 0.4273816.2 0.0355381.34 0.670.3063711.3 0.4343716.1 0.035371.29 0.64 Составляем баланс мощностей по участкам с учтом потерь и находим мощность потребляемую от источника Sp1-212.14j6.1-0.6412.14j5.46 SpA-128.16j15.52-j0.67-0.6428.16j14.21

Участок 1-2 Sk12.14j5.46 S0.17j0.24 Sн12.31j5.70 Участок А-1 Sk12.31j5.728.16j14.2140.47j19.9 S1.6j2.72 Sн40.47j19.91.6j2.7242j22.6 Sп42j22.6-0.6742j22.07 Sист28.17j16.242j22.0770.17j38.27 Sk 40.47j19.9 Sk 12.14j5.46 70.17j38.27 42.0j22.6 12.31j5.70 5.ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ НА ШИНАХ ПОДСТАНЦИИ И ВЫБОР СПОСОБОВ РЕГУЛИРОВАНИЯ

НАПРЯЖЕНИЯ Максимальный режим A 4.73j8.11 5.66j8.03 41,18j21.81 1 12.22j4.91 2 7.04j9.98 3 28.75j13.82 U1116-41.284.7321.818.11116112.8кВ U2112.8-12.225.664.918.03112.8111.84кВ U3116-28.757.0413.829.98116113.07кВ Аварийный режим A 42j22.6 9.5j16.2 1 12.31j5.7 11.3j16.1 2 U1116-429.522.616.2116109.37кВ U2109.4-12.3111.35.716.1109.4107.3кВ Выбор способов регулирования напряжения на шинах подстанции

Подстанция 3. 0.75j0 18j8.7 28j15.7 0.75j29.9 0.75j18.75 10j4.9 U0113-280.7515.729.9113108.66 Ucн0 Uнн108.66-100.754.918.75107.75 Задамся желаемым напряжением НН Uж1,05Uном.сети1.051010.5кВ Напряжение ответвления на ВН UотвUн1Uном.нUж107.81110.5112.8кВ По шкале Uотв.ст112.95-11.78 Действительное напряжение на шинах

НН UднUн1Uнн.трUот.ст107.811112.9510.49кВ Задамся желаемым напряжением СН Uж.с1.05Uн.сети1.053536.75кВ Uд.с108.738.511209537.05кВ Подстанция 1 28,1j15.2 1.53j29.18 Максимальный режимАварийный режимUн11208-28.11.5315.229.18112.8 108.5кВUн109.4-28.11.5315.229.18109.4 104.96кВUж1.051010.5кВUж1.01010кВUотв108 .510.510.5108.5кВUотв104.9610.510110.2кВ Uотв.ст106,81-41.78Uдн104.9610.5106.8110 .3кВUдн10810.5106.8110.6кВ Подстанция 2 12,1j5.96 3.95j69.5 Максимальный режимАварийный режимUн111.8-12.13.955.9669.5111.8 107.67кВUн107.3-12.13.955.9669.511108 103.17кВUж1.051010.5кВUж1.01010кВUотв107

.671110.5112.79кВUотв103.171110113.48кВU отв.ст110.91-21.78Uдн107.6711110.9110.6к ВUдн103.1711110.9110.2кВ 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. СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАНОЙ 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 кВ1991г.