рефераты конспекты курсовые дипломные лекции шпоры

Реферат Курсовая Конспект

Электрическая нагрузка узлов 3, 5

Электрическая нагрузка узлов 3, 5 - раздел Электротехника, Проектирование электрической сети 110 кВ ...


СОДЕРЖАНИЕ

 

ВВЕДЕНИЕ............................................................................................................. 4

1 Выбор вариантов РАЗВИТИЯ электрической сети...................... 5

2 РАСЧЕТ НАГРУЗОК УЗЛОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ.............................. 12

3 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ В УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМАХ ВАРИАНТОВ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ..................................... 14

4 Обоснование номинального напряжения вариантов

раЗВиТИЯ электрической сети.............................................................. 21

5 Выбор и проверка сечений проводов линий вариантов РАЗВИТИЯ электрической сети................................................................................... 22

6 Выбор НОМИНАЛЬНЫХ МОЩНОСТЕЙ ДВУХ-, ТРЕХОБМОТОЧНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ПС вариантов РАЗВИТИЯ электрической

сети..................................................................................................................... 30

7 КОНСТРУКЦИЯ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ И ПОДСТАНЦИЙ ВАРИАНТОВ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ.............................................................. 32

8 ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОГО ВАРИАНТА РАЗВИТИЯ электрической сети 36

9 Анализ установившихся режимов оптимального варианта развития электрической сети.............................................................. 42

10 Регулирование напряжения в установившихся режимах ОПТИМАЛЬНОГО варианта развития электрической сети...... 57

11 РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ НАДЕЖНОСТИ ЭЛЕМЕНТОВ

ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ................................................................................... 63

12 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТИ ОТКЛЮЧЕНИЯ ОДНОГО ИЗ ДВУХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ПС В РЕЖИМАХ СНИЖЕНИЯ ГОДОВОЙ НАГРУЗКИ 65


13 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОСНОВНЫХ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ

ПОКАЗАТЕЛЕЙ ОПТИМАЛЬНОГО ВАРИАНТА РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ..................................................................................................................... 72

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ.................................................................................... 81

ПРИЛОЖЕНИЕ А................................................................................................. 81


Введение

 

Выполнение курсового проекта по курсу «Электрические системы и сети» – важный этап подготовки специалистов электроэнергетиков, что обусловлено необходимостью комплексного рассмотрения и решения в этих разработках большой группы технических и технико-экономических вопросов, связанных с функционированием электрических сетей.

Содержанием курсового проекта является проектирование развития и анализ установившихся режимов электрической сети 110 кВ, включающее разработку и технико-экономическое обоснование решений, определяющих развитие электрической сети и обеспечивающих при наименьших затратах снабжение потребителей электроэнергией с выполнением технических ограничений по надежности электроснабжения и качеству электрической энергии [1].


1 Выбор вариантов РАЗВИТИЯ электрической сети

 

Разработка вариантов развития проектируемой электрической сети выполняется на основе требований и рекомендаций «норм технологического проектирования энергетических систем и электрических сетей 35 кВ и выше» (НТП ЭС) [1].

Согласно исходным данным (нагрузки узлов, масштаб плана задания), из табл. А.1 следует, что проектируемая сеть, вероятнее всего, будет иметь номинальное напряжение 110 кВ (передаваемая мощность 13–45 МВА, среднее расстояние между соседними ПС 25 км).

Варианты развития электрической сети разрабатываются на основе рекомендаций НТП ЭС, приведенных в табл. А.2; при этом учитывается, что согласно заданию на проектирование все узлы нагрузки имеют потребителей первой категории надёжности электроснабжения [2], для которых должно обеспечиваться бесперебойное электроснабжение.

Исходные варианты развития электрической сети представляются на рис. 1 ПЗ.

Из намеченных вариантов развития электрической сети, удовлетворяющих требованиям надёжности электроснабжения, отбираются два наиболее соответствующих требованиям экономичности, т.е. имеющих наименьшую протяжённость линий (в одноцепном исполнении) и наименьшее число ячеек высоковольтных выключателей на открытых распределительных устройствах высокого напряжения подстанций (ОРУ ВН ПС) и источников питания (ИП).

Расчёт протяжённости линий исходных вариантов развития электрической сети выполняется по следующим соотношениям.

Коэффициент пересчёта длин участков сети, измеренных на плане задания, к действительным длинам участков:

kпер = М ∙ 10-6kL, (1.1)

где М − масштаб плана задания;

10–6 − коэффициент перевода «мм» в «км»;

kL − коэффициент увеличения длины участка сети по сравнению с воздушной прямой; по данным [1] kL » 1,25.

Действительная длина участка сети, км:

L = lkпер, (1.2)

где l — длина участка сети, измеренная на плане задания, мм.

Приведенная длина участка сети, км:

L' = Lkцеп, (1.3)

где kцеп — коэффициент приведения длин двухцепных линий к одноцепным; для ВЛ 110 кВ на двухцепных железобетонных опорах kцеп » 1,64.

Результаты расчета протяженности линий исходных вариантов развития электрической сети заносятся в табл. 1 ПЗ.

Определение числа ячеек высоковольтных выключателей ОРУ ВН ПС и ИП исходных вариантов развития электрической сети выполняется на основе требований и рекомендаций «Норм технологического проектирования ПС переменного тока с высшим напряжением 6–750 кВ» (НТП ПС) [3], основные положения которых даны в табл. А.3 и А.4.

Примечание. Для ИП шифры типовых схем ОРУ СН в проводимых расчетах не определяются и число ячеек выключателей соответствует числу отходящих линий, т.е. nяч = nл.

Результаты определения числа ячеек высоковольтных выключателей ОРУ ВН ПС и ИП исходных вариантов развития электрической сети приводятся в табл. 2 ПЗ.

Два варианта развития электрической сети, обладающие наилучшими показателями (åL' – min и ånяч – min) принимаются для дальнейшего более подробного и точного расчета и сопоставления по условию минимума затратной части интегрального эффекта Зд.с [4].

Показатели исходных вариантов развития электрической сети представляется в табл. 3 ПЗ.

 

 


 

 

 


 

 

Рисунок 1 − Исходные варианты развития электрической сети


Таблица 1 − Расчет протяжённости линий исходных вариантов развития электрической сети

Вариант Участок l, мм L, км Kцеп L', км åL', км
Б-3 22,5 22,5 185,7
3-4 31,3 31,3
4-5 26,3 26,3
А-5 19,4 19,4
А-1 25,6 25,6
1-2 38,1 38,1
Б-2 22,5 22,5
Б-1 53,1 53,1 267,5
1-2 38,1 38,1
Б-2 22,5 22,5
Б-3 22,5 1,64 36,9
А-1 25,6 1,64
А-5 19,4 1,64 31,8
4-5 26,3 1,64 43,1
Б-2 22,5 1,64 36,9
Б-3 22,5 1,64 36,9
Б-4 41,9 41,9
А-4 36,3 36,3
А-1 25,6 25,6
Б-1 50,6 50,6
А-5 19,4 1,64 31,8
Б-3 22,5 22,5 268,2
3-4 31,3 31,3
4-5 26,3 26,3
А-5 19,4 19,4
А-1 25,6 25,6
1-2 38,1 38,1
Б-2 22,5 22,5
1-4 38,1 38,1
2-4 44,4 44,4
Б-3 22,5 22,5 300,6
3-4 31,3 31,3
Б-4 41,9 41,9
А-4 36,3 36,3
А-1 25,6 25,6
1-2 38,1 38,1
Б-2 22,5 22,5
Б-1 50,6 50,6
А-5 19,4 1,64 31,8
1–5 Б-6 19,4

Примечание. kпер = 5 ∙ 105 ∙ 10-6 ∙ 1,25 = 0,625.


Таблица 2 − Расчет числа ячеек высоковольтных выключателей ОРУ ВН ПС и ИП исходных вариантов развития электрической сети

Вариант Узел Шифр схемы ОРУ ВН nяч, шт. ånяч, шт.
110-4
110-4
110-4
110-4
110-4
А 110-8 (2)
Б 110-8 (2)
110-6
110-4
110-2
110-2
110-2
А 110-8 (4)
Б 110-8 (4)
110-4
110-2
110-2
110-4
110-2
А 110-8 (6)
Б 110-8 (4)
110-6
110-6
110-4
110-6
110-4
А 110-8 (2)
Б 110-8 (2)
110-6
110-4
110-4
110-6
110-2
А 110-8 (4)
Б 110-8 (4)

Таблица 3 − Показатели исходных вариантов развития электрической сети

Вариант åL', км ånяч, шт. Вывод
185,7 +
267,5
+
268,2
300,6

 

 

2 РАСЧЕТ НАГРУЗОК УЗЛОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

 

Предварительно рассчитываются следующие величины по соотношениям:

Рн = Sн ∙ cosjн; Qн = Sн ∙ sinjн;

Pc = Sc ∙ cosjс; Qc = Sc ∙ sinjс;

Sв = Sн + Sc; Pв = Pн + Pc; Qв = Qн + Qc, (2.1)

где Sн, Sc, cosjн, cosjс принимаются из исходных данных к курсовому проекту;

Sннм = Sнkн; Рннм = Рнkн; Qннм = Qнkн;

Sснм = Sсkс; Рснм = Рсkс; Qснм = Qсkс;

Sвнм = Sннм + Sснм; Pвнм = Pннм + Pснм; Qвнм = Qннм + Qснм, (2.2)

где kн, kс – коэффициенты снижения нагрузки узлов сети на стороне НН и СН в режиме минимума электрической нагрузки, принимаемые из исходных данных к курсовому проекту;

Sнпа = Sнkпа; Pнпа = Pнkпа; Qнпа = Qнkпа;

Sспа = Sсkпа; Pспа = Pсkпа; Qспа = Qсkпа;

Sвпа = Sвkпа; Pвпа = Pвkпа; Qвпа = Qвkпа, (2.3)

где kпа — коэффициент потребителей І и ІІ категории надежности электроснабжения узлов сети, принимаемый из исходных данных к курсовому проекту.

Результаты расчетов нагрузки узлов электрической сети заносятся в табл. 4 ПЗ.


Таблица 4 − Нагрузки узлов электрической сети

Режим Величина Узел
А
максимума нагрузок Sн, МВА
Pн, МВт 13,02 10,23 20,46 13,95 27,90 16,74
Qн, Мвар 5,15 4,04 8,09 5,51 11,03 6,62
Sс, МВА
Pс, МВт 9,79 13,35
Qс, Мвар 5,02 6,84
Sв, МВА
Pв, МВт 13,02 20,02 20,46 27,30 27,90 16,74
Qв,Мвар 5,15 9,06 8,09 12,35 11,03 6,62 21,07
минимума нагрузок kн, отн. ед. 0,4 0,5 0,5 0,4 0,4 0,5
Sннм, МВА 5,60 5,50
Рннм, МВт 5,21 5,12 10,23 5,58 11,16 8,37
Qннм, Мвар 2,06 2,02 4,05 2,20 4,41 3,31
kс, отн. ед. 0,4 0,5
Sснм, МВА 4,40 7,5
Рснм, МВт 3,92 6,68
Qснм, Мвар 2,01 3,42
Sвнм, МВА 5,60 9,90 13,50 20*
Рвнм, МВт 5,21 9,04 10,23 12,26 11,16 8,37 17*
Qвнм, Мвар 2,06 4,03 4,05 5,62 4,41 3,31 10,54*
после-аварийные kпа, отн. ед. 0,85 0,8 0,75 0,8 0,85
Sнпа, МВА 11,90 8,80 16,50 25,50
Pнпа, МВт 11,07 8,18 15,35 11,16 23,72 16,74
Qнпа, Мвар 4,38 3,23 6,07 4,41 9,38 6,62
Sспа, МВА 8,80
Pспа, МВт 7,83 10,68
Qспа, Мвар 4,02 5,47
Sвпа, МВА 11,90 17,60 16,50 25,50
Pвпа, МВт 11,07 16,02 15,35 21,84 23,72 16,74
Qвпа, Мвар 4,38 7,25 6,07 9,88 9,38 6,62 21,07

*) kнм = 0,5.


3 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ В УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМАХ ВАРИАНТОВ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

 

Определение потокораспределения для вариантов развития электрической сети выполняется при допущениях [5]:

− потери мощности в элементах электрической сети (линиях и трансформаторах) не учитываются, т. е. åDР = 0 и åDQ = 0;

− напряжения в узлах электрической сети постоянны и равны номинальному, т. е. Ui = Uном = const;

− электрическая сеть является однородной(Rі /Xі = const), что позволяет потокораспределение в замкнутых контурах находить через длины соответствующих участков.

Определение потокораспределения в установившихся режимах вариантов развития электрической сети выполняется для условий максимума нагрузок (зимний максимум) и характерных послеаварийных режимов электрической сети с использованием следующих соотношений.

Режим максимума электрических нагрузок:


Результаты определения потокораспределения в установившихся режимах вариантов развития электрической сети представляются в табл. 5 и 6 ПЗ.

Определение потокораспределения в кольцевой схеме в режиме максимума нагрузки 1 варианта развития электрической сети:

SБ-3 = [S3 ∙ (L3-4 + L4-5 + LА-5 + LА-1 + L1-2 + LБ'-2) +

+ S4 ∙ (L4-5 + LА-5 + LА-1 + L1-2 + LБ'-2) +

+ S5 ∙ (LА-5 + LА-1 + L1-2 + LБ'-2) −

SА ∙ (LА-1 + L1-2 + LБ'-2) +

+ S1 ∙ (L1-2 + LБ'-2) +

+ S2LБ'-2] / (LБ-3 + L3-4 + L4-5 + LА-5 + LА-1 + L1-2 + LБ'-2) =

= [(20,46 + j8,09) ∙ (31,3 + 26,3 + 19,4 + 25,6 + 38,1 + 22,5) +

+ (27,3 + j12,35) ∙ (26,3 + 19,4 + 25,6 + 38,1 + 22,5) +

+ (27,9 + j11,03) ∙ (19,4 + 25,6 + 38,1 + 22,5) −

− (34 + j21,07) ∙ (25,6 + 38,1 + 22,5) +

+ (13,02 + j5,15) ∙ (38,1 + 22,5) +

+ (20,02 + j9,06) ∙ 22,5] / (22,5 + 31,3 + 26,3 + 19,4 + 25,6 + 38,1 + 22,5) =

= (44,13 + j15,15) МВА;

SБ'-2 = [S2 ∙ (LБ-3 + L3-4 + L4-5 + LА-5 + LА-1 + L1-2) +

+ S1 ∙ (LБ-3 + L3-4 + L4-5 + LА-5 + LА-1) −

SА ∙ (LБ-3 + L3-4 + L4-5 + LА-5) +

+ S5 ∙ (LБ-3 + L3-4 + L4-5) +

+ S4 ∙ (LБ-3 + L3-4) +

+ S3LБ-3] / (LБ-3 + L3-4 + L4-5 + LА-5 + LА-1 + L1-2 + LБ'-2) =

= [(20,02 + j9,06) ∙ (22,5 + 31,3 + 26,3 + 19,4 + 25,6 + 38,1) +

+ (13,02 + j5,15) ∙ (22,5 + 31,3 + 26,3 + 19,4 + 25,6) −

− (34 + j21,07) ∙ (22,5 + 31,3 + 26,3 + 19,4) +

+ (27,9 + j11,03) ∙ (22,5 + 31,3 + 26,3) +

+ (27,3 + j12,35) ∙ (22,5 + 31,3) +

+ (20,46 + j8,09) ∙ 22,5] / (22,5 + 31,3 + 26,3 + 19,4 + 25,6 + 38,1 + 22,5) =

= (30,57 + j9,46) МВА;

Проверка: SБ-3 + SБ'-2 = (44,13 + j15,15) + (30,57 + j9,46) = (74,70 + j24,61)МВА;

S1 + S2 + S3 + S4 + S5SА = (13,02 + j5,1) + (20,02 + j9,06) + (20,46 + j8,09) +

+ (27,3 + j12,35) + (27,9 + j11,03) − (34 + j21,07) = (74,70 + j24,61) МВА.

 

Определение потокораспределения в кольцевой схеме в режиме максимума нагрузки 3 варианта развития электрической сети:

SБ-4 = [S4 ∙ (LА-4 + LА-1 + LБ'-1) − SА ∙ (LА-1 + LБ'-1) +

+ S1LБ'-1] / (LБ-4 + LА-4 + LА-1 + LБ'-1) =

= [(27,3 + j12,35) ∙ (36,3 + 25,6 + 50,6) − (6,1 + j10,04) ∙ (25,6 + 50,6) +

+ (13,02 + j5,15) ∙ 50,6] / (41,9 + 36,3 + 25,6 + 50,6) = (21,15 + j5,73) МВА.

SБ'-1 = [S1 ∙ (LБ-4 + LА-4 + LА-1) − SА ∙ (LБ-4 + LА-4) +

+ S4LБ-4] / (LБ-1 + L1-2 + L2-3 + LБ'-2) =

= [(13,02 + j5,15) ∙ (41,9 + 36,3 + 25,6) − (6,1 + j10,04) ∙ (41,9 + 36,3) +

+ (27,3 + j12,35) ∙ 41,9] / (41,9 + 36,3 + 25,6 + 50,6) = (13,07 + j1,73) МВА.

Проверка: SБ-4 + SБ'-1 = (21,15 + j5,73) + (13,07 + j1,73) = (34,22 + j7,46) МВА;

S1 + S4SАΣ =(27,3 + j12,35) + (13,02 + j5,15) − (6,1 + j10,04) =

= (34,22 + j7,46) МВА.

 


Таблица 5 − Определение потокораспределения в установившихся режимах 1 варианта развития электрической сети

Расчетная схема сети
Обозначение узлов Б А Б
Sy, МВА 20,46 + j8,09 27,3 + j12,35 27,9 + j11,03 34 + j21,07 13,02 + j5,15 20,02 + j9,06
Sупа, МВа 15,35 + j6,07 21,84 + j9,88 23,72 + j9,38 34 + j21,07 11,07 + j4,38 16,02 + j7,25
Обозначение линий (L, км) Б-3 (22,5) 3-4 (31,3) 4-5 (26,3) А-5 (19,4) А-1 (25,6) 1-2 (38,1) Б-2 (22,5)
Режим макс. нагрузки Напр. мощн.

Sл, МВа 44,13 + j15,15 23,67 + j7,06 3,63 + j5,29 31,53 + j16,32 2,47 + j4,75 10,55 + j0,40 30,57 + j9,46
ПА режим при откл. Б-3 Напр. мощн. −−−
Sлпа, Мва −−− 15,35 + j6,07 42,65 + j18,42 70,55 + j29,45 36,55 + j8,38 49,57 + j13,53 69,59 + j22,59
ПА режим при откл. Б-2 Напр. мощн. −−−
Sлпа, Мва 70,70 + j22,80 50,24 + j14,71 22,94 + j2,36 4,96 + j8,67 29,04 + j12,40 16,02 + j7,25 −−−
ПА режим при откл. А-5 Напр. мощн. −−−
Sлпа, Мва 71,48 + j29,82 51,02 + j21,73 23,72 + j9,38 −−− 34 + j21,07 20,98 + j15,92 0,96 + j6,86
ПА режим при откл. А-1 Напр. мощн. −−−
Sлпа, Мва 47,76 + j10,40 21,20 + j2,31 6,10 + j10,04 34 + j21,07 −−− 11,07 + j4,38 31,09 + j13,44
Sлпанб, МВа 71,48 + j29,82 51,02 + j21,73 42,65 + j18,42 70,55 + j29,45 34 + j21,07 49,57 + j13,53 69,59 + j22,59
                               

Примечание. При заполнении табл. 5 в качестве Sлпанб принимается наибольшая мощность для каждого участка сети из всех рассмотренных послеаварийных режимов.

Таблица 6.1 − Определение потокораспределения в установившихся режимах 3 варианта развития электрической сети

Расчетная схема сети
Обозначение узлов Б Б Б А
Sy, МВА 20,02 + j9,06 20,46 + j8,09 16,74 + j6,62 27,9 + j11,03
Syпа, МВа 16,02 + j7,25 15,35 + j6,07 16,74 + j6,62 23,72 + j9,38
Обозначение линий (L, км) Б-2 Б-3 Б-6 А-5
Режим макс. нагрузки Напр. мощн.
Sл, МВа 20,02 + j9,06 20,46 + j8,09 16,74 + j6,62 27,9 + j11,03
ПА режим при откл. 1 цепи Б-2 Напр. мощн. −−− −−− −−−
Sлпа, Мва 16,02 + j7,25 −−− −−− −−−
ПА режим при откл. 1 цепи Б-3 Напр. мощн. −−− −−− −−−
Sлпа, Мва −−− 15,35 + j6,07 −−− −−−
ПА режим при откл. 1 цепи Б-6 Напр. мощн. −−− −−− −−−
Sлпа, Мва −−− −−− 16,74 + j6,62 −−−
ПА режим при откл. 1 цепи А-5 Напр. мощн. −−− −−− −−−
Sлпа, Мва −−− −−− −−− 23,72 + j9,38
Sлпанб, МВа 16,02 + j7,25 15,35 + j6,07 16,74 + j6,62 23,72 + j9,38

Таблица 6.2 − Определение потокораспределения в установившихся режимах 3 варианта развития электрической сети

Расчетная схема сети
Обозначение узлов Б А Б
Sy, МВА 27,3 + j12,35 6,1 + j10,04 13,02 + j5,15
Syпа, МВа 21,84 + j9,88 6,1 + j10,04 11,07 + j4,38
Обозначение линий (L, км) Б-4 (41,9) А-4 (36,3) А-1 (25,6) Б-1 (50,6)
Режим макс. нагрузки Напр. мощн.

Sл, МВа 21,15 + j5,73 6,15 + j6,62 0,05 – j3,42 13,07 + j1,73
ПА режим при откл. Б-4 Напр. мощн. −−−
Sлпа, Мва −−− 21,84 + j9,88 15,74 – j0,16 28,76 + j4,99
ПА режим при откл. Б-1 Напр. мощн. −−−
Sлпа, Мва 32,37 + j6,69 4,97 – j5,66 11,07 + j4,38 −−−
ПА режим при откл. А-4 Напр. мощн. −−−
Sлпа, Мва 21,84 + j9,88 −−− 6,1 + j10,04 6,92 – j4,89
ПА режим при откл. А-1 Напр. мощн. −−−
Sлпа, Мва 21,2 + j2,31 6,1 + j10,04 −−− 11,07 + j4,38
Sлпанб, МВа 32,37 + j6,69 21,84 + j9,88 15,74 – j0,16 28,76 + j4,99
                   

Примечание. При заполнении табл. 6.2 в качестве Sлпанб принимается наибольшая мощность для каждого участка сети из всех рассмотренных послеаварийных режимов.


4 Обоснование номинального напряжения вариантов

раЗВиТИЯ электрической сети

 

Обоснование правильности принятого в разделе 1 решения о номинальном напряжении вариантов развития электрической сети выполняется по формуле, дающей удовлетворительные результаты для всей шкалы номинальных напряжений переменного тока в диапазоне 35–1150 кВ [6],

Uэк = 1000 / √(500 / L + 2500 / Pл), (4.1)

где L – длина линии, км;

Рл – передаваемая по линии мощность (на одну цепь), МВт.

Результаты расчетов по обоснованию номинального напряжения вариантов развития электрической сети представляются в табл. 7 ПЗ.

Таблица 7 − Обоснование номинального напряжения вариантов развития электрической сети

Вариант Участок Рл, МВт L, км Uэк, кВ Uном, кВ
Б-3 44,13 22,5
3-4 23,67 31,3
4-5 3,63 26,3
А-5 31,5 19,4
А-1 2,47 25,6
1-2 10,55 38,1
Б-2 30,57 22,5
Б-6 16,74 / 2 19,4
Б-2 20,02 / 2 22,5
Б-3 20,46 / 2 22,5
Б-4 21,15 41,9
А-4 6,15 36,3
А-1 0,05 25,6
Б-1 13,07 50,6
А-5 27,9 / 2 19,4
Б-6 16,74/ 2 19,4

5 Выбор и проверка сечений проводов линий вариантов РАЗВИТИЯ электрической сети

 

5.1 В исходных данных к курсовому проекту электропотребление узлов характеризуется годовыми графиками нагрузки или значениями числа часов использования наибольшей нагрузки Тнб.у.

Число часов использования наибольшей нагрузки узлов Тнб.у, часов, заданных годовыми графиками нагрузки, определяют из выражения (1 ≤ i ≤ 12):

Тнб.у = [∑(Piti) / Pнб)] ∙ Тгод / 12, (5.1)

где Pi∙и Pнб заданы в %; ∙ti − в месяцах; Тгод − в часах (Тгод = 8760 ч).

Примечания:

1. Среднее значение нагрузки узлов Pср, МВт, заданных годовыми графиками нагрузки, определяют из выражения (1 ≤ i ≤ 12):

Pср = [∑(Piti) / Pнб)] ∙ Pнб.у / 12, (5.2)

где Pi∙и Pнб заданы в %; ∙ti − в месяцах; Pнб.у − в МВт.

2. Коэффициент неравномерности годовых графиков нагрузки, находят по соотношению:

aгод = Рнм / Рнб. (5.3)

3. Коэффициент заполнения годовых графиков нагрузки, находят по соотношению:

bгод = Рср / Рнб. (5.4)

Определение числа часов использования наибольшей нагрузки узлов, заданных годовыми графиками нагрузки, дается в табл. 8 ПЗ.

Таблица 8 − Определение числа часов использования наибольшей нагрузки узлов электрической сети

Узел Значение Рi, %, по месяцам SPi×ti, %·мес Pнб, % Тнб.у, ч/год

Число часов использования наибольшей нагрузки для линий Тнб.л рассчитывается на основе распределения активной мощности Рл в линиях вариантов развития электрической сети, активной нагрузки узлов Рy и значений Тнб.у.

Годовые графики нагрузки и соответствующие им значения Тнб и Pср следует изобразить на рис. 2 ПЗ.

а

P, мес ПС

б

Рисунок 2 − Годовые графики нагрузки узлов 3 (а) и 5 (б)

 

 

Для построенных годовых графиков нагрузки имеем:

Узел 3: Pнб = 20,46 МВт; Pнм = 10,23 МВт; Pср = (890 / 100) ∙ 20,46 / 100 =

= 15,17 МВт; aгод = 10,23 / 20,46 = 0,5; bгод = 15,17 / 20,46 = 0,74.

Узел 5: Pнб = 27,9 МВт; Pнм = 11,16 МВт; Pср = (850 / 100) ∙ 27,9/12 =

= 19,76 МВт; aгод = 11,16 / 27,9 = 0,4; bгод = 19,76 / 27,9 = 0,71.

При расчетах Тнб.л учитывают следующие соотношения:

Рисунок 3 – Схема замещения линий электрической сети 110 кВ

 

2. Проверка сечений проводов линий с точки зрения достаточного регулировочного диапазона трансформаторов с устройствами регулирования под нагрузкой (РПН) выполняется с помощью соотношения:

∑DU £ DUдоп, (5.9)

где ∑DU − наибольшая сумма потерь напряжения на линиях сети между ИП и наиболее электрически удаленной точкой сети для условий наиболее тяжелого из рассмотренных (см. табл. 5 и 6 ПЗ) послеаварийных режимов вариантов развития электрической сети;

DU = (PлRл + QлXл) / Uном; ∑DU% = (∑DU / Uном)100. (5.10)

DUдоп − допустимая потеря напряжения в сети с точки зрения достаточности регуировочного диапазона трансформаторов с РПН; значение DUдоп определяется с учетом напряжения ИП, диапазона регулирования трансформаторов с РПН, нормируемого напряжения на стороне НН трансформаторов; ориентировочное значение DUдоп может быть принято равным 18−22 %.

Результаты проверки сечений проводов с точки зрения достаточности регулировочного диапазона трансформаторов с РПН заносятся в табл. 11 ПЗ.

Таблица 11 −Проверка сечений проводов линий электрической сети по достаточности регулировочного диапазона трансформаторов с РПН

Величина Линии 1 варианта (ПА режим при откл. Б-3)
3-4 4-5 А-5 А-1 1-2 Б-2
Sлпа, МВА 15,35 + j6,07 42,65 + j18,42 70,55 + j29,45 36,55 + j8,38 49,57 + j13,53 69,59 + j22,59
Zл, Ом 3,76 + j12,68 3,16 + j10,65 2,33 + j7,86 3,07 + j10,37 4,57 + j15,43 2,7 + j9,11
±DU, кВ 1,22 3,01 3,6 1,81 3,96 3,58
еDU, кВ (%) 17,18 (15,6)
DUдоп, % 18−20

 

Продолжение таблицы 11

Величина Линии 3 варианта (ПА режим при откл. Б-4)
А-4 А-1 Б-1
Sлпа, МВА 21,84 + j9,88 15,74 – j0,16 28,76 + j4,99
Zл, Ом 4,36 + j14,7 3,07 + j10,37 6,07 + j20,49
±DU, кВ 2,19 0,42 2,52
еDU, кВ (%) 5,13 (4,7)
DUдоп, % 18−20

 

 

6 Выбор НОМИНАЛЬНЫХ МОЩНОСТЕЙ ДВУХ-, ТРЕХОБМОТОЧНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ ПС вариантов РАЗВИТИЯ электрической сети

 

Номинальные мощности двух-, трехобмоточных трансформаторов ПС рассчитываются по формулам :

Sн.т ³ Sнб / 2; Sн.т ³ Sпа / 1,4, (6.1)

где Sнб, Sпа соответствуют Sв, Sвпа и берутся из табл. 4.

Значения коэффициентов загрузки трансформаторов находят по формулам:

kнор = Sнб / (Sн.т ∙ 2); kпа = Sпа / Sн.т < 1,4. (6.2)

Результаты выбора номинальных мощностей трансформаторов записываются в табл. 12 ПЗ.

Технические данные двух-, трехобмоточных трансформаторов, взятые из табл. А.9 и A.10, заносятся в табл. 13 ПЗ.

Таблица 12 − Выбор трансформаторов (nт = 2) ПС 110 кВ электрической сети

ПС Хар. тр-ра Sнб, МВА Sпа, МВА Sнб/2 МВА Sпа/1,4МВА Sн.т, МВА Тип трансформатора kнор, отн. ед. kпа, отн. ед.
2 обм. 11,9 8,5 ТДН-10000/110 0,70 1,19
3 обм. 17,6 12,6 ТДТН-16000/110 0,69 1,10
2 обм. 16,5 11,8 ТДН-16000/110 0,69 1,03
3 обм. 17,1 ТДТН-25000/110 0,60 0,96
2 обм. 25,5 18,2 ТРДН-25000/110 0,60 1,02
2 обм. 12,9 ТДН-16000/110 0,56 1,13

 

Таблица 13 − Основные технические данные трансформаторов ПС 110 кВ электрической сети

ПС Тип трансформатора Пределы регулиров. Uн.в, кВ Uн.с, кВ Uн.н, кВ uк.в-с, % uк.в-н (uк), % uк.с-н, %
ТДН-10000/110 ±9х1,78 % 10,5
ТДТН-16000/110 ±9х1,78 % ±6х2 % 38,5 10,5 10,5
ТДН-16000/110 ±9х1,78 % 10,5
ТДТН-25000/110 ±9х1,78 % ±6х2 % 38,5 10,5 10,5 17,5 6,5
ТРДН-25000/110 ±9х1,78 % 10,5 10,5
ТДН-16000/110 ±9х1,78 % 10,5

 

Продолжение таблицы 13

ПС DPх, кВт DPк, кВт DQх, квар Rв (Rт), Ом Rс, Ом Rн, Ом Xв (Xт), Ом Xс, Ом Xн, Ом Gт, 10-6 См Bт, 10-6 См
7,95 1,06 5,29
2,6 2,6 2,6 88,9 1,74 12,1
4,38 86,7 1,44 8,47
1,5 1,5 1,5 56,9 35,7 2,34 13,23
2,54 55,9 2,04 13,23
4,38 86,7 1,44 8,47

7 КОНСТРУКЦИЯ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ И ПОДСТАНЦИЙ ВАРИАНТОВ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

 

7.1 Конструкция воздушных линий определяется районами прохождения их трасс и районированием климатических условий территории страны по скоростным напорам ветра, толщине гололедных образований, грозовой активности и интенсивности пляски проводов [8].

Воздушные линии 110 кВ выполняются одно- и двухцепные с использованием одно- и двухцепных опор. Линии сооружаются на железобетонных промежуточных опорах, а в качестве анкерных угловых применяются стальные опоры.

Линии 110 кВ выполняются неизолированными многопроволочными сталеалюминиевыми проводами марки АС, конструктивно состоящими из стального многопроволочного сердечника с навитыми алюминиевыми проволоками.

С точки зрения соотношения алюминиевой и стальной частей провода, характеризующего его прочность, применяются провода средней конструкции, т.е. с соотношением для номинальных сечений 240 мм2 алюминиевой части и стального сердечника 7,77–8,04.

Провода крепятся к гирляндам изоляторов типа ПС70-Б и ПФ70-Б с количеством изоляторов в гирлянде соответственно 8 и 7. На анкерных опорах в натяжных гирляндах изоляторов их число соответственно равно 9 и 8 штук.

Вдоль всей длины линии подвешиваются защитные тросы.

Так как для проектируемой сети не оговорена эксплуатация в районах с повышенной степенью загрязнения атмосферы, провода с повышенной стойкостью против коррозии и изоляторы для районов с повышенным уро

– Конец работы –

Эта тема принадлежит разделу:

Проектирование электрической сети 110 кВ

Молодежи и спорта украины.. Харьковский национальный технический университет.. Харьковский политехнический институт..

Если Вам нужно дополнительный материал на эту тему, или Вы не нашли то, что искали, рекомендуем воспользоваться поиском по нашей базе работ: Электрическая нагрузка узлов 3, 5

Что будем делать с полученным материалом:

Если этот материал оказался полезным ля Вас, Вы можете сохранить его на свою страничку в социальных сетях:

Все темы данного раздела:

Материал опор – ЖБ
Узел Sнб, МВА Tнб.у, ч/год сosj Sнм /Sнб, отн. ед.

Технико-экономические показатели линий 110 кВ электрической сети
Значения технико-экономических показателей линий 110 кВ электрической сети определяются с использованием следующих выражений и величин. Капитальные вложения в линии определяются по формуле

Технико-экономические показатели ПС 110 кВ электрической сети
Значения технико-экономических показателей ПС 110 кВ электрической сети определяются с использованием следующих выражений и величин. Шифры ОРУ ВН и СН и ЗРУ НН ПС принимаются по табл. А.3

Хотите получать на электронную почту самые свежие новости?
Education Insider Sample
Подпишитесь на Нашу рассылку
Наша политика приватности обеспечивает 100% безопасность и анонимность Ваших E-Mail
Реклама
Соответствующий теме материал
  • Похожее
  • Популярное
  • Облако тегов
  • Здесь
  • Временно
  • Пусто
Теги