Главная База знаний "Allbest" Физика и энергетика Особенности построения районной электрической сети

Особенности построения районной электрической сети

Расчет районной электрической сети, особенности ее построения и основные режимы работы. Электронно-оптическое оборудование при контроле технического состояния элементов сетей и подстанций на рабочем напряжении. Типы конфигурации электрических сетей.

Рубрика Физика и энергетика
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 17.06.2012
Размер файла 2,0 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВЫПУСКНАЯ РАБОТА

ТЕМА: Особенности построения районной электрической сети

Содержание

  • Введение
  • 1. Электронно-оптическое оборудование при контроле технического состояния элементов сетей и подстанций на рабочем напряжении
  • 2. Анализ исходных данных
  • 3. Потребление активной и баланс реактивной мощности в проектируемой сети
  • 3.1 Определение потребной району активной мощности и энергии
  • 3.2 Составление баланса реактивной мощности
  • 4. Особенности построения районной электрической сети
  • 4.1 Типы конфигурации электрических сетей
  • 4.2 Схемы присоединения к сети понижающих подстанций
  • 4.3 Составление рациональных вариантов схем сети, предварительный выбор напряжений
  • 4.4 Выбор сечений проводов
  • 4.5 Выбор трансформаторов у потребителей
  • 4.6 Технико-экономическое обоснование наиболее рационального варианта
  • 5. Расчеты основных режимов работы сети
  • 5.1 Составление схемы замещения сети и определение её параметров
  • Найдем параметры схемы замещения
  • 5.1.1 Расчет режима наибольших нагрузок
  • 5.1.2 Расчет режима минимальных нагрузок
  • 5.1.3 Расчет послеаварийного режима (отключения одной цепи)
  • 5.1.4 Расчет аварийного режима (отключение трансформатора)
  • 5.2 Регулирование напряжения
  • 6. Информационные системы контроля гололедных нагрузок на ВЛ
  • Заключение
  • Библиографический список
  • Приложения

Введение

В данной выпускной работе бакалавра произведен расчет районной электрической сети. В районе содержится 5 пунктов с потребителями I, II, III категорий, источником питания которых является ГЭС. По географическому расположению пунктов и графикам электрических нагрузок этих пунктов необходимо выбрать и охарактеризовать электрифицируемый район, источник питания и потребителей. Также в ходе работы определяется потребная району мощность и составляется баланс активной и реактивной мощности. Далее разрабатываются различные конфигурации сети. Для двух наиболее рациональных вариантов определяются: номинальное напряжение линий схема электрических соединений и параметры основного оборудования. Затем для каждого варианта производится технико-экономический расчет, в результате, которого выбирается наиболее рациональный вариант. Для выбранного варианта производится расчет параметров основных режимов: режим наибольших нагрузок, режим наименьших нагрузок, обрыв одной цепи наиболее загруженной линии, отключение наиболее загруженного трансформатора. В завершении, для рассчитанных напряжений у потребителей произвести регулировку напряжения с помощью РПН трансформаторов.

1. Электронно-оптическое оборудование при контроле технического состояния элементов сетей и подстанций на рабочем напряжении

В последние годы тепловизионные системы завоевывают все большее положение в контроле электрооборудования под рабочим напряжением. Все шире начинают использоваться методы и аппаратура для контроля частичных разрядов на силовых и измерительных трансформаторах, электродвигателях и генераторах. Оптические методы и аппаратура занимают пока особое место при контроле электроразрядных и тепловых процессов, хотя обеспечивают благодаря дистанционности и оперативности процесса измерения высокую информативность.

При оценке технического состояния объектов со слабым тепловыделением (вводы силовых трансформаторов и реакторов, трансформаторов тока, ограничителей перенапряжения) при термографическом контроле возникают серьезные проблемы, связанные с необходимостью определения малых температурных изменений на фоне значительных внешних изменений температуры, вызванных влиянием вариаций излучательной способности объекта и самоохлаждения его из-за наличия ребер.

В известной степени устранить эти проблемы можно, применив метод обработки термографической информации. В основу этого метода положен принцип определения наиболее вероятного значения температуры поверхности объекта или его фрагмента, учитывающий как статистические свойства излучающей поверхности, так и статистические параметры оптико-электронного тракта используемой тепловизионной аппаратуры.

Метод позволяет легко вводить критерии оценки технического состояния различного оборудования и проводить сравнение объектов при различных температурах окружающей среды.

районная электрическая сеть напряжение

Свертка термограммы, содержащая данные о тепловом поле объекта измерений или его фрагмент поверхности, может быть оценена по функции F (t° i)

(1)

где к (х, у) - функция передачи оптико-электронного тракта,

е (х, y) - функция излучательной способности поверхности.

Определенная функция по (1), являющаяся оператором свертки термограммы объекта, несет информацию как о тепловом состоянии объекта, так и о скрытых источниках тепловыделения с учетом взаимодействия с окружающей средой, статистическими параметрами излучаемой поверхности и погрешностями оптико-электронного тракта.

Интегрирование функции (1) по температуре позволяет оценить критерий состояния, основанный на мощности тепловыделения в объекте контроля, то есть определить так называемый коэффициент дефектности.

Этот коэффициент можно представить как

(2)

Оценка на реальных объектах коэффициента дефектности производилась путем интегрирования кривых термографических информационных функций (ТИФ) по фазам трансформаторов тока и относилась к интегралу ТИФ трансформатора тока, принятого за эталон (минимальный уровень тепловыделения в баке из группы), то есть принималось, что

(3)

где t 1, t 2 - пределы интегрирования по температуре A (t); F (t) ЭT. - значения ТИФ для фазы "А" и эталона.

В качестве иллюстрации на рис.1.1 показана термограмма модели АЧТ (а) и результат ее преобразования в ТИФ (б).

Рис.1.1 Термограмма (а) и результат ее преобразования в "ТИФ" (б)

На рис.1.2 показана термограмма дефектного трансформатора тока, полученная тепловизором ТН-7102, нормированная TIF (ТИФ), полученная импортом данных из обрабатывающей тепловизионной программы "Thermowork Bench" в "Mathcad-ll". Это позволяет использовать в обработке данных измерений доступный математический аппарат для последующих операций.

Рис.1.2 Термограмма бака трансформатора тока с тепловыми аномалиями ТФРМ-330 (а) и его нормированная ТИФ (б)

Коэффициент дефектности, полученный по приведенной выше методике, для трансформаторов тока ТФРМ 500 показан в виде диаграммы на рис.1.4

Рис.1.3 Общий вид и нормализованные ТИФ трансформаторов тока IMB-550 фирмы ABB в группе по фазам с дефектами по двум фазам

Рис.1.4 Коэффициент дефектности трансформаторов тока ТФРМ-500

Как видно из рис.1.4, наиболее высокий уровень тепловых потерь связан с внутренним тепловыделением, которое имеет место на ТТ В-2 фазы "С" и "В". Длительные исследования показали, что для проконтролированных трансформаторов тока отклонения от нормы имеет трансформатор ТТ В-1 фаза "А". Следует отметить, что эти же трансформаторы имели зафиксированный повышенный уровень содержания СО и СО 2.

Данный метод применялся для определения технического состояния как измерительных трансформаторов тока любого конструктивного исполнения, так и вводов силовых трансформаторов, а также маслонаполненных кабельных линий 220-500 кВ и ограничителей перенапряжения. Результаты этих испытаний показали высокую эффективность контроля и оценки реального состояния энергообъекта.

Актуальной задачей обеспечения безаварийной работы аппаратов ОРУ является своевременное обнаружение механических повреждений опорных изоляторов различного назначения.

До настоящего времени данная задача решалась только путем вывода оборудования из работы для тщательного и визуального осмотра или локального ультразвукового контроля фарфора ввода.

В настоящее время разработаны методики контроля технического состояния опорных и подвесных изоляторов путем регистрации ультрафиолетового излучения короны, возникающей в дефектных зонах этих изоляторов.

Для этих целей используются камеры DayCor II компании OFIL (Израиль-США), позволяющие одновременно регистрировать как оптическое излучение в видимой и ультрафиолетовой части спектра, так и осуществлять статическое фотографирование объекта.

Система контроля ультрафиолетового излучения короны с помощью камеры DayCor II использовалась для оценки и обнаружения дефектов изоляторов на линиях высокого напряжения, а также на других аппаратах ОРУ 220-750 кВ, что проиллюстрировано на рис.1.5

Рис.1.5 Коронный разряд и термограмма на дефектных изоляторах высоковольтной линии

Хорошее совпадение результатов контроля полученных ультравизором (см. рис.1.5, а) с данными тепловизионных измерений полностью подтверждают справедливость и простоту нового метода (см. рис.1.5, б).

Не меньший интерес представляет применение ультравизора для контроля загрязнения подвесных и опорных изоляторов ЛЭП, а также для обнаружения трещин в опорных изоляторах разъединителей и выключателей, что проиллюстрировано на рис.1.6. При этом на рис.1.6, а представлен результат контроля распространенным дефектом опорного изолятора с начальной фазой образования трещины в оголовке. Появление трещины в оголовке опорного изолятора стимулируется механическими нагрузками при переключениях разъединителя и дополнительными термическими напряжениями, вызванными интенсивным нагревом контактного соединения (термограмма рис.1.6, б.)

Рис.1.6. Коронный разряд в области оголовка при механическом повреждении опорного изолятора разъединителя (а) и термограмма его дефектного контактного соединения (б)

Вывод: В данной главе был рассмотрен Тепловизерная система контроля позволяют оценить состояние электрического оборудования под рабочим напряжением. Что позволяет оставлять объект в работе.

2. Анализ исходных данных

В качестве электрифицируемого района рассматриваем Волгоград и его область. Источник питания ГЭС стоит на реке Волга в районе г. Волгограда.

Волгоградская область имеет умеренный климат и согласно ПУЭ, а именно согласно карте районирования РФ по толщине стенки гололёда она имеет II степень по стенке гололёда. По скоростным напорам ветра Волгоград имеет III степень, по пляске проводов - I степень, т.е. Волгоград (и его область) - район с редкой пляской проводов (повторяемость пляски реже 1 раза в 10 лет). По карте среднегодовой продолжительности гроз Волгоград и его область относятся к району, где среднегодовая продолжительность гроз составляет от 40 до 60 часов.

Электрическая сеть состоит из пяти пунктов потребителей электроэнергии.

Характеристика потребителей приведена в таблице 2.1

Таблица №2.1

Характеристика потребителей

№ пункта

№1

№2

№3

№4

№5

Категории

1

2

3

1

2

3

1

2

3

1

2

3

1

2

3

Соотношение, %

30

40

30

5

15

80

10

15

75

20

25

50

15

15

70

0,92

0,9

0,9

0,91

0,91

Uном, кВ

10

10

10

10

10

38

7

9

26

21

Графики нагрузки приведены на рис.2.1 - 2.5

Напряжение на шинах источника питания в режиме наибольших нагрузок и в послеаварийном составляет 105%, а в режиме наименьших нагрузок равно 101% номинального напряжения. Средний номинальный коэффициент мощности генераторов системы, в которую входит район равен 0.96

Размещено на http://www.allbest.ru/

Вывод: Во второй главе проанализированы исходные данные: дана характеристика электрифицированного района, потребителей электрической энергии и источника питания.

3. Потребление активной и баланс реактивной мощности в проектируемой сети

3.1 Определение потребной району активной мощности и энергии

В электроэнергетических системах происходит практически мгновенная передача электрической энергии от источника питания к потребителям.

Электрические станции должны вырабатывать мощность, равную мощности потребителей и покрывать потери в сети, т. е должен выполнятся баланс вырабатываемой и потребляемой мощностей.

Потребная мощность сети равна сумме максимальной зимней нагрузки и потерь мощности, которые составляют 5 % от суммарной максимальной зимней нагрузки.

Найдем суммарную зимнюю максимальную активную мощность нагрузки путем графического суммирования графиков нагрузки каждого пункта:

Таблица №3.1

Суммирование графиков нагрузки каждого пункта для зимы

t, час

0 - 4

4 - 8

8 - 12

12 - 16

16 - 20

20 - 24

Р1, МВт

15,2

22,8

30,4

38

30,4

15,2

Р2, МВт

1,4

7

7

4,2

4,2

1,4

Р3, МВт

3,6

5,4

5,4

7,2

9

3,6

Р4, МВт

5,2

26

26

15,6

15,6

5,2

Р5, МВт

8,4

12,6

16,8

21

16,8

8,4

Рсум, МВт

33,8

73,8

85,6

86

76

33,8

Так как для всех пунктов летняя нагрузка составляет 50 % от зимней, следовательно, получим:

Таблица №3.2

Суммирование графиков нагрузки каждого пункта для лета

t, час

0 - 4

4 - 8

8 - 12

12 - 16

16 - 20

20 - 24

Р1, МВт

7,6

11,4

15,2

19

15,2

7,6

Р2, МВт

0,7

3,5

3,5

2,1

2,1

0,7

Р3, МВт

1,8

2,7

2,7

3,6

4,5

1,8

Р4, МВт

2,6

13

13

7,8

7,8

2,6

Р5, МВт

4,2

6,3

8,4

10,5

8,4

4,2

Рсум, МВт

16,9

36,9

27,15

43

38

16,9

Тогда получим:

Найдем годовое потребление электроэнергии. Оно складывается из зимнего и летнего потребления с учётом числа дней:

Расчет годового потребления электроэнергии сведем в таблицу 3.3

Таблица №3.3

Годовое потребление электроэнергии

№ пункта

№1

№2

№3

№4

№5

Wзим, МВт

608

100,8

136,8

374,4

336

Wлет, МВт

304

50.4

68,4

187,2

186

Wгод, МВт

3.2 Составление баланса реактивной мощности

Потребная реактивная мощность складывается из суммарной реактивной максимальной мощности нагрузки, потерь реактивной мощности в линиях, потерь реактивной мощности в трансформаторе, за вычетом зарядной мощности линий.

Найдем потери реактивной мощности в трансформаторе, которые составляют 10% от суммарной максимальной полной мощности нагрузки. Максимальная полная мощность протекает в период с 12 до 16 часов:

Найдем суммарную максимальную зимнюю реактивную мощность нагрузки, путем графического суммирования графиков нагрузки каждого пункта:

Таблица №3.4

Суммирование графиков нагрузки каждого пункта для зимы

t, час

0 - 4

4 - 8

8 - 12

12 - 16

16 - 20

20 - 24

Q1, Мвар

6,5

9,71

12,95

16, 19

12,95

6,5

Q2, Мвар

0,7

3,39

3,39

2,03

2,03

0,7

Q3, Мвар

1,74

2,61

2,61

3,48

4,36

1,74

Q4, Мвар

2,37

11,86

11,86

7,11

7,11

2,37

Q5, Мвар

3,83

5,75

7,66

9,58

7,66

3,83

Qсум, Мвар

15,14

33,32

28,47

38,39

34,11

15,14

Так как для всех пунктов летняя нагрузка составляет 50 % от зимней следовательно получим:

Таблица №3.5

Суммирование графиков нагрузки каждого пункта для лета.

t, час

0 - 4

4 - 8

8 - 12

12 - 16

16 - 20

20 - 24

Q1, Мвар

3,24

4,86

6,48

8,09

6,48

3,24

Q2, Мвар

3,34

1,69

1,69

1,02

1,02

3,34

Q3, Мвар

0,87

1,31

1,31

1,74

2,18

1,87

Q4, Мвар

1, 19

5,93

5,93

3,56

3,56

1, 19

Q5, Мвар

1,92

2,87

3,83

4,79

3,83

1,92

Qсум, Мвар

10,56

16,66

19,2

19,3

17,07

10,56

Тогда получим:

На всех пунктах устанавливаем компенсирующее устройство БСК.

Составим таблицу значений для расчёта желаемой реактивной мощности к. у.:

Таблица №3.6

Расчётные значения для расчёта к. у.

№ пункта

№1

№2

№3

№4

№5

0,426

0,484

0,484

0,456

0,456

38

7

9

26

21

Расчет значений желаемой реактивной мощности компенсирующего устройства для каждого пункта сведем в таблицу 2.7.

Таблица №3.7

Значения желаемой реактивной мощности компенсирующего устройства

№ пункта

№1

№2

№3

№4

№5

10,26

2,3

3

7,8

6,3

Подберём необходимое число компенсирующих устройств для каждого пункта. Количество батарей должно быть кратным двум, лучше четырём.

Новое значение реактивной мощности и cos:

Расчет сведем в таблицу 3.8

Таблица №3.8

Расчет значений Q, cos

№ пункта

№1

№2

№3

№4

№5

, кВАр

10,26

2,3

3

7,8

6,3

Тип КУ

4ЧУК-10-1800

2ЧУК-10-900

2ЧУК-10-675

2ЧУК-10-675

2ЧУК-10-450

2ЧУК-10-675

2Ч УК-10-900

4ЧУК-10-900

2ЧУК-10-1350

2ЧУК-10-675

4ЧУК-10-1350

2ЧУК-10-450

Qку, кВАр

10,35

2,25

3,15

7,65

3,6

0,09

0,05

0,15

0,15

0,00

Q, МВАр

16,9

3,39

4,36

11,86

9,58

Q`, МВАр

6,55

1,14

1,21

4,21

5,98

сos (ц`)

0.986

0,987

0,991

0,987

0,962

Вывод: В данной главе была определена потребная мощность сети, годовое потребление энергии для каждого пункта; составлен баланс реактивной мощности. Выбраны тип и мощность батарей конденсаторов для каждого пункта и рассчитан новый коэффициент мощности с учетом компенсации.

4. Особенности построения районной электрической сети

4.1 Типы конфигурации электрических сетей

При проектировании схем электрических сетей должна обеспечиваться экономичность их функционирования и дальнейшего развития.

Схема электрической сети должна быть гибкой, должна обеспечивать оптимальный уровень токов короткого замыкания.

Особо важным требованием к схеме является обеспечение необходимой надежности, под которой понимается способность выполнять заданные функции, сохраняя эксплуатационные показатели. Схема и параметры электрической сети должны обеспечивать надежность электроснабжения, при которой в случае отключения любой линии или трансформатора сохраняется питание потребителей без ограничения нагрузки с соблюдением нормативного качества электроэнергии.

Обще принятая классификация электрических сетей отсутствует. Однако, несмотря на многообразие применяемых конфигураций и схем, любую сеть можно расчленить на отдельные участки, опирающие на ЦП, и отнести к одному из рассмотренных ниже типов.

Одинарная радиальная (далее для сокращения, тип Р1, рис.4.1 а) является наиболее дешевой, но обеспечивает наименьшую надежность; получила наиболее широкое распространение как первый этап развития сети - при небольших нагрузках присоединенных к ПС и возможности их резервирования по сети СН или НН. При этом для правильного проектирования сети уже на первом этапе следует решить, в каком направлении намечается дальнейшее развитие сети, чтобы привести ее к одному из типов по рис.4.1 б, в или г.

Двойная радиальная сеть (тип Р2, рис.4.1, б) за счет дублирования линии (на одних или разных опорах) обеспечивает резервирование питания потребителей. Эта схема характеризуется равномерной нагрузкой обеих ВЛ, что соответствует минимуму потерь, не вызывает увеличение токов КЗ в смежных участках сети, позволяет осуществлять четкое ведение режимов работы сети, обеспечивает возможность присоединения ПС по простейшим схемам.

При электроснабжении района от одного ЦП находят применение так же замкнутые сети кольцевой конфигурации одинарной (тип З1, рис.4.1, в) и двойные (тип З2, рис.4.1, г). Достоинствами этих схем, как и радиальных, является независимость потокораспределения от перетоков в сети высшего напряжения (ВН), отсутствие влияния на уровень токов КЗ в прилегающих сетях, возможность применения простых схем присоединения к ПС.

Широкое применение находит замкнутая одинарная сеть, опирающаяся на два ЦП (тип Д1, рис.4.1, д). Эта конфигурация образуется в результате поэтапного развития сети между двумя ЦП. Преимуществами такой конфигурации являются возможность охвата территории сетями, создание шин между двумя ЦП по мере необходимости новых ПС, уменьшение суммарной длинны ВЛ по сравнению с присоединением каждой ПС "по кратчайшему пути" (что приводит к созданию сложнозамкнутой сети), возможность присоединения ПС по упрощенным схемам. Недостатками конфигурации Д1 являются большая вероятность неэкономичного потокораспределения при параллельной работе сетей разных напряжений и повышение уровней токов КЗ, вызывающая необходимость секционирования в нормальном режиме.

Модификацией Д1 является замкнутая двойная сеть, опирающаяся на два ЦП (тип Д2, рис.4.1, е) применяется при более высоких плотностях нагрузок, обладает практически теми же преимуществами и недостатками, что и конфигурация Д1.

узловая сеть (тип М, рис.4.1, ж) имеет более высокую надежность чем Д1 и Д2, за счет присоединения к трем ЦП однако плохо управляема в режимном отношении и требует сооружения сложной узловой ПС.

Создание такой сети, как правило, бывает вынужденным - при возникновении технических ограничений для дальнейшего использования сети типа Д1.

Многоконтурная сеть (тип М, рис.4.1, з) является, как правило, результатом неуправляемого развития сети в условиях ограниченного количества и неравномерного размещения ЦП. Характеризуется сложными схемами присоединения ПС, трудностями обеспечения оптимального режима, повышение уровней токов КЗ.

Основой рационального построения сети является применение простых типов конфигураций и использование в качестве коммутационных пунктов, главным образом, ПС следующей ступени напряжения, являющихся ЦП для проектируемой сети.

Для распределительной сети такими конфигурациями являются в первую очередь двойная радиальная схема (Р2) и одинарная замкнутая на два ЦП (Д1). Технико-экономические исследования и анализ областей применения этих конфигураций показывают, что применение конфигурации типа (Р2) (как правило на двуцепных опорах) эффективнее при небольших расстояниях от потребителей до ЦП и при высоких уровнях нагрузок. Этот тип сети находит применение для электроснабжения промпредприятий и отдельных районов городов на напряжении 110 кВ.

Конфигурация (Д1) находит широкое применение в сетях 110 кВ для электрификации потребителей сельской местности, а так же в распределительных сетях 220 кВ обеспечивая с наименьшими затратами максимальный охват территории. Техническими ограничениями для конфигурации (Д1) являются пропускная способность головных участков, которая должна обеспечивать электроснабжение всех присоедененных ПС в послеаварийном режиме при выходе одного из них, а так же предельное кол-во присоединенных ПС.

Рис.4.1 Основные типы конфигурации сети

4.2 Схемы присоединения к сети понижающих подстанций

Исходя из применяющихся типов конфигурации сети и возможных схем присоединения подстанций их можно разделить на следующие:

1) Тупиковые - питаемые по одной или двум радиальным линиям (рис.4.2, а, б);

2) Ответвительные - присоединяемые к одной или двум или двум проходящим ВЛ на ответвлениях (рис4.2, в, г);

3) Проходные - присоединяемые к сети путем захода одной ВЛ с двусторонним питание (рис.4.2 д);

4) Узловые - присоединяемые к сети не менее чем по трем питающим линиям (рис.4.2 е, ж).

Рис.4.2 Основные типы присоединения подстанций

Главная схема электрических соединений подстанции выбирается с использованием типовых схем РУ 35 - 750 кВ.

На высшем напряжении 35 кВ и 110 кВ тупиковых и ответвительных подстанций применяется схема 4Н "два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий".

На среднем напряжении 35 кВ подстанций применяется схема 35-9 "Одна секционированная система шин".

На стороне высшего напряжения 110 кВ узловых подстанций применяется схема 110-12 "Одна секционированная система шин с обходной с отдельным секционным и обходным выключателем".

4.3 Составление рациональных вариантов схем сети, предварительный выбор напряжений

Исходя из выше приведенных требований, составим 4 варианта схем:

Из вариантов схем сети выберем вариант №1 (схема №1) и вариант №2 (схема №3), (так как надежность этих вариантов высока, передаваемые мощности равномерно распределены, схемы подстанций проще, суммарная длина всех линий наименьшая). Известен ряд попыток определить экономические зоны применения электропередач разных напряжений. Удовлетворительные результаты для всей шкалы номинальных напряжений в диапазоне от 35 до 1150 кВ дает эмпирическая формула, предложенная Г.А. Илларионовым:

где: L - длина линии, км,

Р - передаваемая мощность, МВт (на одну цепь).

Во всех пунктах имеются потребители первой категории, следовательно, все линии должны быть двух цепные (N = 2).

Сделаем выбор номинального напряжения для всех воздушных линий, для вариантов сети.

Вариант №1. (Схема №1)

Расчёт напряжения линий сведём в таблицу №4.1.

Tаблица№4.1

Предварительный выбор напряжения для варианта №1

ВЛ

L, км

Р, МВт

0-4

4-8

8-12

12-16

16-20

20-24

Uрасч, кВ

Uном, кВ

ИП-4

39,27

P4

5,2

26

26

15,6

15,6

5,2

87,58

110

P5

8,4

12,6

16,8

21

16,8

8,4

PУ

13,6

38,6

42,8

36,6

32,4

13,6

4-5

35,7

P5

8,4

12,6

16,8

21

16,8

8,4

56,65

110

1-3

44,63

P3

3,6

5,4

5,4

7,2

9

3,6

50,64

110

P2

1,4

7

7

4,2

4,2

1,4

PУ

5

12,4

12,4

11,4

13,2

5

ИП-1

35,7

P1

15,2

22,8

30,4

38

30,4

15,2

93,16

110

P3

3,6

5,4

5,4

7,2

9

3,6

P2

1,4

7

7

4,2

4,2

1,4

PУ

20,2

35,2

42,8

49,4

43,6

20,2

3-2

37,5

P2

1,4

7

7

4,2

4,2

1,4

37

35

ВАРИАНТ №2 (схема №3).

Таблица №4.2

Предварительный выбор напряжения для варианта №2

ВЛ

L, км

Р, МВт

0-4

4-8

8-12

12-16

16-20

20-24

Uрасч, кВ

Uном, кВ

ИП-4

39,27

P4

5,2

26

26

15,6

15,6

5,2

87,58

110

P5

8,4

12,6

16,8

21

16,8

8,4

PУ

13,6

38,6

42,8

36,6

32,4

13,6

ИП-1

35,7

P1

15,2

22,8

30,4

38

30,4

15,2

93,16

110

P3

3,6

5,4

5,4

7,2

9

3,6

P2

1,4

7

7

4,2

4,2

1,4

PУ

20,2

35,2

42,8

49,4

43,6

20,2

1-3

44,63

P3

3,6

5,4

5,4

7,2

9

3,6

42

35

1-2

32,13

P2

1,4

7

7

4,2

4,2

1,4

37

35

4-5

35,7

P5

8,4

12,6

16,8

21

16,8

8,4

56,65

110

4.4 Выбор сечений проводов

Выбор сечений проводов производится по нормированным обобщенным показателям. В качестве таких показателей используются нормированные значения экономической плотности тока. Сечение проводов проектируемой ВЛ составляет:

где

IР - расчетный ток, А;

Jн - нормированная плотность тока, А/мм2

Выбранное сечение провода должно быть проверенно по допустимой токовой нагрузке по нагреву:

где

Iдоп - допустимый длительный ток [A]

Iраб макс - максимальный рабочий ток [A]

Проверке по условиям короны подлежат ВЛ 110 кВ и выше.

Проверке по допустимым потерям напряжения ВЛ 35 кВ и выше не подлежат т. к повышение уровня напряжения путем увеличения сечения проводов таких линий по сравнению с применением трансформаторов с РПН или средств компенсации реактивной мощности экономически не оправдывается.

Результаты выбора сечений проводов сведем в таблицу 4.3

Район по гололеду: №3

Тип опор: железобетонные (Ж/Б).

Число цепей: N = 2

Таблица №4.3

Выбор сечений проводов для варианта №1

ВЛ

3-2

1-3

ИП-1

ИП-4

4-5

Р1/cos ц`1

-

-

38/0,986

-

-

P2/cos ц`2

7/0,987

4,2/0,987

7,2/0,987

-

-

P3/cos ц`3

-

9/0,991

4,2/0,991

-

-

P4/cos ц`4

-

-

-

26/0,987

-

P5/cos ц`5

-

-

-

16,8/0,986

21/0,986

S, МВА

7,1

13,32

50,101

43,364

21,83

Uном кВ

35

110

110

110

110

Iрасч, А

58,5

34,96

131,482

113,8

57,29

4068

5085

4836

4995

4520

0.9

0.8

0.9

0.9

0.9

, мм

65

43,695

164,353

126.445

50.922

Марка, F, мм

АС - 70/11

АС - 70/11

АС - 150/24

АС - 120/19

АС - 70/11

Проверка по нагреву

Iдоп, А

265

265

450

390

265

Iраб. мах, А

117

69,91

262,964

227,601

114,575

Проходит

Проходит

Проходит

Проходит

Проходит

Проверка по короне

Fмин мм

АС - 70/11

АС - 70/11

АС - 70/11

АС - 70/11

АС - 70/11

F, мм

АС - 70/11

АС - 95/16

АС - 150/24

АС - 120/19

АС - 70/11

Проходит

Проходит

Проходит

Проходит

Проходит

Выбор сечений проводов для схемы №2, результаты выбора сведем в таблицу № 4.4

Таблица №4.4

Выбор сечений проводов для варианта №2

ВЛ

1-2

1-3

ИП-1

ИП-4

4-5

Р1/cos ц`1

-

-

38/0,986

-

-

P2/cos ц`2

7/ 0,987

-

7,2/ 0,987

-

-

P3/cos ц`3

-

9/0,991

4,2/0,991

-

-

P4/cos ц`4

-

-

-

26/0,987

-

P5/cos ц`5

-

-

-

16,8/0,986

21/0,986

S, МВА

7,092

9,082

50,101

43,364

21,83

Uном кВ

35

35

110

110

110

Iрасч, А

58,495

74,905

131,482

113,8

57,29

Марка, F, мм

АС - 70/11

АС - 95/16

АС - 150/24

АС - 120/19

АС - 70/11

0.9

0.9

0.9

0.9

0.9

, мм

65,061

84,228

146,091

126.445

50.922

Проверка по нагреву

Iдоп, А

265

330

450

390

265

Iраб. мах, А

116,991

149,81

262,964

227,601

114,575

Проходит

Проходит

Проходит

Проходит

Проходит

Проверка по короне

Fмин мм

АС - 70/11

АС - 70/11

АС - 70/11

АС - 70/11

АС - 70/11

F, мм

АС - 70/11

АС - 95/16

АС - 150/24

АС - 120/19

АС - 70/11

Проходит

Проходит

Проходит

Проходит

Проходит

4.5 Выбор трансформаторов у потребителей

Выбор мощности трансформаторов двухтрансформаторных подстанций определяется аварийным режимом трансформатора. Мощность трансформатора необходимо выбрать такой, чтобы при выходе из строя одного из них, оставшийся трансформатор мог обеспечивать, с допустимой аварийной перегрузкой, бесперебойное электроснабжение потребителей.

Все подстанции - двухтрансформаторные

Выбор трансформаторов сведем в таблицу

Таблица №3.5

Выбор трансформаторов для варианта №1.

Пункт

Трансформатор

Sмакс

Sрасч

SЭ1

К1

SЭ2

К2

К2ДОП

0,9КМАХ

1

ТРДН-25000/110

38,54

27,528

18,349

0,734

33,597

1,344

1,5

1,387

2

ТМН-6300/35

7,092

5,066

3,175

0,504

7,09

1,125

1,6

1,297

3

ТДТН-10000/110

13,3

9,562

5,05

0,505

12,502

1,25

1,5

1, 199

4

ТРДН-25000/110

26,342

18,816

11,784

0,471

26,34

1,054

1,6

0,948

5

ТДН-16000/110

21,83

15,593

10,393

0,65

19,029

1,189

1,5

1,189

Вариант №2.

В пунктах 4, 5, 2 трансформаторы такие же, как и в варианте №1. Произведем выбор трансформаторов для пунктов 1,3. Данные сведем в таблицу.

Таблица №4.6

Выбор трансформаторов для варианта №2

Пункт

Трансформатор

Sмакс

Sрасч

SЭ1

К1

SЭ2

К2

К2ДОП

0,9КМАХ

1

ТДТН-40000/110

50,101

35,787

26,518

0,663

45,964

1,149

1,5

1,127

3

ТМН-6300/35

9,082

6,487

4,63

0,735

8,225

1,306

1,6

1,297

4.6 Технико-экономическое обоснование наиболее рационального варианта

В предыдущих пунктах для двух вариантов схем было выбрано номинальное напряжение линий, сечения проводников и трансформаторы у потребителей. Для дальнейшего выбора одного варианта из двух, необходимо провести их технико-экономический расчёт. Наиболее рациональным будет вариант с минимумом приведенных затрат.

Вариант №1

Результаты расчета капиталовложений в линии варианта №1 сведем в таблицу.

Таблица №4.7

Капиталовложения в линии для варианта №1.

ВЛ

Провод

Длина, км

U, кВ

К0 тыс. руб. /км

Кл, тыс. руб.

КУ, тыс. руб.

ИП-1

АС - 150/24

35,7

110

57

2034,9

10727,1

1-3

АС - 70/11

44,63

110

57

2543,91

3-2

АС - 70/11

37,5

35

50

1875

ИП-4

АС - 120/19

39,27

110

57

2238,39

4-5

АС - 70/11

35,7

110

57

2034,9

Найдём капиталовложения в ПС. Для этого необходимо выбрать типовые схемы ПС Для выбора типовых схем необходимо знать номинальное напряжение, номинальную мощность трансформатора.

Таблица №4.8

Выбор типовых схем ОРУ ВН для варианта №1

№ пункта

П1

П2

П3

П4

П5

Трансформатор

ТРДН-25000/110

ТМН-6300/35

ТДТН-10000/110

ТРДН-25000/110

ТДН-16000/110

ОРУ ВН

110 - 4Н

35 - 4Н

110 - 4Н

110 - 4Н

110 - 4Н

Для пункта 3 ОРУ СН: 35 - 9

Оценка капитальных вложений в подстанцию производится суммированием следующих стоимостных составляющих:

Распределительные устройства всех напряжений. Учитывает стоимость выключателей, разъединителей, трансформаторов тока и напряжения, разрядников, аппаратуры управления, сигнализации, релейной защиты и автоматики, контрольных кабелей, ошиновки, строительных конструкций и фундаментов, а также соответствующих строительно-монтажных работ.

Трансформаторы. Расчётная стоимость включает кроме стоимости трансформатора затраты на ошиновку, шинопроводы, грозозащиту, заземление, контрольные кабели, релейную защиту, строительные конструкции и строительно-монтажные работы.

Компенсирующие устройства и реакторы.

Постоянная часть затрат. Учитывает полную расчётную стоимость подготовки и благоустройства территории, общеподстанционного пункта управления, устройств расхода на собственные нужды, аккумуляторной батареи, компрессорной, подъездных и внутриплощадных дорог, средств связи и телемеханики, маслохозяйства, водопровода, канализации, наружного освещения и прочих общестанционных элементов.

Стоимость компенсирующих устройств не учитываем.

Найдем капиталовложения в подстанцию №1
Расчет сведем в таблицу 3.9.
Таблица №4.9
Расчет капиталовложений в подстанции для варианта №1.

№ пс

1

2

3

4

5

С-ма ОРУ ВН

110 - 4Н

35 - 4Н

110 - 4Н

110 - 4Н

110-4Н

С-ма ОРУ СН

-

-

35 - 9

-

-

КОРУ ВН тыс. руб

198

40

198

198

198

КОРУ СН, тыс. руб

-

-

125

-

-

Марка тр-ра

ТРДН-25000/110

ТМН - 6300/35

ТДТН-10000/110

ТРДН-25000/110

ТДН-16000/110

Кт, тыс. руб

444

190

378

444

344

Кп. ч тыс. руб

360

200

430

360

360

Кпс, тыс. руб

1002

430

1131

1002

902

КпсУ, тыс руб

4467

Найдем суммарные капиталовложения в линии и в подстанции:

Найдем суммарные издержки.

Суммарные издержки складываются из издержек на обслуживание и ремонт и издержек на потери электроэнергии

Найдем потери электроэнергии в линиях и трансформаторах.

Тблица№4.10

Расчет потерь электроэнергии в линиях и трансформаторах

№ пункта

1

2

3

4

5

Рмах, МВт

38

7

9

26

21

Wгод, МВт. ч

Тмах, ч

4520

4068

4294

4068

4520

Время потерь ч/год

2906

2468

2683

2468

2906

Линии

ВЛ ИП - 1

ВЛ 3 - 2

ВЛ 1 - 3

ВЛ ИП - 4

ВЛ 4 - 5

Рmax, МВт

49,4

7

13,2

42,8

21

Wгод, МВт. ч

238882

28476

67122

213796

94920

Тмах, ч

4836

4068

5085

4995

4520

Время потерь ч/год

3234

2468

3504

3406

2906

Qmax, Мвар

8,66

2,61

1,02

6,4

3,21

R, Ом

3,53

4,7

9,55

6

7,64

Uном, кВ

110

35

110

110

110

ДРл, МВт

0,734

0,214

0,138

0,929

0,285

ДWгод. л, МВт ч/год

2373

529

485

3163

828

Трансфор-маторы

ТРДН-25000/110

ТМН - 6300/35

ТДТН-10000/110

ТРДН-25000/110

ТДН-16000/110

Sном. тр, МВА

25

6,3

10

25

16

Рmax, МВт

38

7

13,2

26

21

Wгод, МВт. ч

67122

Тмах, ч

4836

4068

5085

4995

4520

Время потерь ч/год

3234

2468

3504

3406

2906

ДРхх, МВт

0,05

0,0092

0,017

0,027

0,019

ДРк, МВт

0,16

0,465

0,076

0,12

0,085

ДWгод т, МВт

1109

869,591

533,349

694,076

545,637

Определим годовые потери электроэнергии в линиях и в трансформаторах:

Стоимость 1 кВт час потерянной электроэнергии 1,0 коп

Аналогично произведем технико-экономическое обоснование для второго варианта.

Таблица №4.11

Капиталовложения в линии для варианта №2.

ВЛ

Провод

Длина, км

U, кВ

К0 тыс. руб. /км

К, тыс. руб.

КУ, тыс. руб.

ИП-1

АС - 150/24

35,7

110

57

2034,9

10249

1-3

АС - 95/16

44,63

35

50

2231,5

1-2

АС - 70/11

32,13

35

50

1606,5

ИП-4

АС - 120/19

39,27

110

57

2238,39

4-5

АС - 70/11

37,5

110

57

2137,5

Таблица №4.12

Выбор типовых схем ОРУ ВН для варианта №2

№ пункта

П1

П2

П3

П4

П5

Трансформатор

ТДТН-

40000/110

ТМН-

6300/35

ТМН - 6300/35

ТРДН-25000/110

ТДН - 16000/110

ОРУ ВН

110 - 4Н

35 - 4Н

35 - 4Н

110 - 4Н

110 - 4Н

Для пункта 1 ОРУ СН: 35 - 9

Таблица№4.13

Расчет капиталовложений в подстанции для варианта №2.

№ пс

1

2

3

4

5

Схема ОРУ ВН

110 - 4Н

35 - 4Н

35 - 4Н

110 - 4Н

110 - 4Н

Схема ОРУ СН

35-9

-

-

-

-

КОРУ ВН тыс. руб.

198

40

40

198

198

КОРУ СН, тыс. руб.

175

-

-

-

-

Марка трансформатора

ТДТН-

40000/110

ТМН-

6300/35

ТМН - 6300/35

ТРДН-25000/110

ТДН - 16000/110

Кт, тыс. руб.

640

190

190

444

344

Кп. ч тыс. руб.

430

200

200

360

360

Кпс, тыс. руб.

1443

430

430

1002

902

КпсУ, тыс. руб.

4207

Найдем суммарные капиталовложения в линии и в подстанции:

Найдем суммарные издержки.

Суммарные издержки складываются из издержек на амортизацию, обслуживание и ремонт и издержек по потери электроэнергии.

Найдем потери электроэнергии в линиях и трансформаторах.

Таблица №4.14.

Расчет потерь электроэнергии в линиях и трансформаторах.

№ пункта

1

2

3

4

5

Рмах, МВт

38

7

9

26

21

Wгод, МВт. ч

Тмах, ч

4520

4068

4294

4068

4520

Время потерь ч/год

2906

2468

2683

2468

2906

Линии

ВЛ ИП - 1

ВЛ 1 - 2

ВЛ 1 - 3

ВЛ ИП - 4

ВЛ 4 - 5

Рmax, МВт

49,4

7

9

42,8

21

Wгод, МВт. ч

238882

28476

38646

213796

94920

Тмах, ч

4836

4068

4294

4995

4520

Время потерь ч/год

3234

2468

2683

3406

2906

Qmax, Мвар

8,7

6,64

4,1

6,4

3,21

R, Ом

3,53

4

9,7

6

7,64

Uном, кВ

110

35

35

110

110

ДРл, МВт

0,734

0,304

0,774

0,929

0,285

ДWгод. л, МВт ч/год

2374

750,22

2078

3163

828

Трансформаторы

ТДТН-40000/110

ТМН - 6300/35

ТМН - 6300/35

ТРДН-25000/110

ТДН - 16000/110

Sном. тр, МВА

40

6,3

6,3

25

16

Рmax, МВт

50,101

7

9

26

21

Wгод, МВт. ч

238882

Тмах, ч

4836

4068

4294

4995

4520

Время потерь ч/год

3234

2468

2683

3406

2906

ДРхх, МВт

0,043

0,0092

0,0092

0,027

0,019

ДРк, МВт

0,2

0,047

0,047

0,12

0,085

ДWгод т, МВт

1261

232,786

289,858

694,076

545,637

Определим годовые потери электроэнергии в линиях и в трансформаторах:

Стоимость 1 кВт час потерянной электроэнергии 1,0 коп

Итак в результате технико-экономического расчета были получены значения затрат для каждого варианта:

Разница в затратах двух вариантов составила более 5%, значит выбираем более экономичный вариант:

Выбираем вариант №2.

Вывод: В данной главе были рассмотрены ряд вариантов схем сети, из них для дальнейшего анализа были выбраны две: №1 и №3. Для этих вариантов были выбраны напряжения линий, сечения проводов, тип опор. В соответствии с графиками нагрузки были рассчитаны мощности и выбраны типы трансформаторов в пунктах питания. Далее, для каждого варианта сети были рассчитаны затраты на сооружение сети. В результате сравнения оказалось, что варианты экономически равноценны. Выбираем вариант №2, для которого и будут произведены расчеты основных режимов сети.

5. Расчеты основных режимов работы сети

5.1 Составление схемы замещения сети и определение её параметров

Для расчетов режимов сети используем программу расчетов режимов сети методом Ньютона - RuR.

Составим схему замещении для варианта сети №3, схема замещения сети приведена в приложении №3

Найдем параметры схемы замещения

Так как все линии двухцепные N = 2:

,

где N - колличество цепей

r0 (Ом/км) - погонное активное сопротивление линии;

х0 (Ом/км) - погонное реактивное сопротивление линии;

b0 (См/км 104) - реактивная проводимость линии;

L (км) - длинна линии.

Параметры схемы замещения для трансформаторов:

, где

При двух параллельно работающих трансформаторах, их сопротивление необходимо уменьшить в 2 раза, а потери холостого хода увеличить в 2 раза.

Параметры схемы замещения для линий сведем в таблицу 5.1.

Таблица 5.1

Параметры схемы замещения для линий

Линия

ВЛИП - 1

ВЛ1 - 2

ВЛ1 - 3

ВЛИП - 4

ВЛ4 - 5

Марка провода

АС-150/24

АС-70/11

АС - 95/16

АС - 120/19

АС - 70/11

Длина

35,7

32,13

44,63

39,27

35,7

Rо, Ом/км

0, 198

0,428

0,306

0,249

0,428

Хо, Ом/км

0,413

0,432

0,421

0,427

0,444

Во, См/км 10-4

0,0275

-

-

0,0266

0,0255

Rл, Ом

3,53

6,88

6,82

5

7,64

Хл, Ом

7,37

6,94

9,39

8,38

7,93

Вл, См 10-4

1,9

-

-

2,09

1,82

Параметры схемы замещения для трансформаторов сведем в таблицу 5.2

Таблица 5.2

Параметры схемы замещения для трансформаторов

Пункт

1

2

3

4

5

Марка

трансформатора

ТДТН-40000/110

ТМН - 6300/35

ТМН - 6300/35

ТРДН-25000/110

ТДН - 16000/110

Rтв, Ом

0,4

0,7

0,7

1,27

2, 19

Хтв, Ом

17,75

7,3

7,3

27,95

43,35

Rтс, Ом

0,4

-

-

-

-

Rтн, Ом

0,4

-

-

-

-

Хтн, Ом

11,15

-

-

-

-

UномВН, кВ

115

35

35

115

115

UномСН, кВ

38,5

-

-

-

-

UномНН, кВ

11

11

11

10,5

11

ДРхх, МВт

0,086

0,0465

0,0465

0,054

0,038

ДРк, МВт

0,2

0,0184

0,0184

0,12

0,085

ДQх, кВАр

480

113,4

113,4

350

224

Sхх, МВА

0,086+j0,480

0,047+j0,113

0,047+j0,113

0,054+j0,350

0,038+j0,224

5.1.1 Расчет режима наибольших нагрузок

1. Для режима наибольших нагрузок берем максимальную нагрузку в системе в зимний период. Потребление электроэнергии максимально.

Напряжение источника питания в режиме наибольших нагрузок составляет 105% от номинального, т.е.115.5 кВ.

Таблица №5.3

Максимальная нагрузка в системе в зимний период.

Пункт

1

2

3

4

5

Р, МВт

38

4,2

7,2

15,6

21

Q, МВАр

17,31

1,91

3,28

7,11

9,57

Исходные данные и результаты расчета приведены в приложении №1.

В результате расчета режима наибольших нагрузок сети получили:

Таблица.5.4

Напряжение у потребителей в режиме наибольших нагрузок.

пункт

1

2

3

4

5

U, кВ

10,5

11,2

10,9

10,2

10,4

В режиме наибольших нагрузок ПУЭ предписывается на шинах 10 кВ подстанций к которым присоединены распределительные сети, поддерживать напряжение 105% от номинального, т. е 10,5 кВ. Т.к. напряжение не соответствует нормам ПУЭ, то необходимо регулировать напряжение у потребителей с помощью РПН.

5.1.2 Расчет режима минимальных нагрузок

При расчете режима наименьших нагрузок берем наименьшие нагрузки в системе в летний период (КУ отключены). Потребление электроэнергии минимально.

Напряжении на источнике питания в режиме наименьших нагрузок составляет 101%, т. е 111,1 кВ.

Таблица 5.5

Минимальная нагрузка в системе в летний период.

Пункт

1

2

3

4

5

cos

0.92

0,9

0,9

0,91

0,91

Р, МВт

7,6

0,7

1,8

2,6

4,2

Q, МВАр

3,24

0,34

0,87

1, 19

1,92

Исходные данные и результаты расчета приведены в приложении №1.

В результате расчета получили следующие данные:

Таблица.5.6

Напряжение у потребителей в послеаварийном режиме.

пункт

1

2

3

4

5

U, кВ

10, 5

11,4

11,2

10,0

10,5

В режиме минимальных нагрузок ПУЭ предписывается на шинах 10 кВ подстанций к которым присоединены распределительные сети, поддерживать напряжение не более 10,0 кВ. Т.к. напряжение не соответствует нормам ПУЭ, то необходимо регулировать напряжение у потребителей с помощью РПН.

5.1.3 Расчет послеаварийного режима (отключения одной цепи)

При расчете режима отключение одной цепи наиболее загруженной линии (таковой является ВЛ ИП-1) берем наибольшие нагрузки в системе в зимний период и увеличиваем R, X линии в 2 раза, а B линии делим на 2.

Для расчета послеаварийного режима рассматривается максимальная нагрузка в системе в зимний период.

Напряжение на источнике питания 105% от номинального.

Таблица 5.7

Максимальная нагрузка в системе в зимний период.

Пункт

1

2

3

4

5

Р, МВт

38

4,2

7,2

15,6

21

Q, МВАр

17,31

1,91

3,28

7,11

9,57

Исходные данные и результаты расчета приведены в приложении №1.

В результате расчета получили следующие данные: Табл.5.8

Таблица №5.8

Напряжение у потребителей в режиме минимальных нагрузок.

пункт

1

2

3

4

5

U, кВ

10, 2

10,8

10,5

10,2

10,4

ПУЭ предписывается на шинах 10 кВ подстанций, к которым присоединены распределительные сети, поддерживать напряжение не должно быть не ниже номинального. Т.к. напряжение не соответствует нормам ПУЭ, то необходимо регулировать напряжение у потребителей с помощью РПН.

5.1.4 Расчет аварийного режима (отключение трансформатора)

При расчете режима отключения одного наиболее мощного трансформатора (таковы является трансформатор в пункте №1, ТДТН-40000/110) берем наибольшие нагрузки в системе в зимний период.

При отключении одного трансформатора, сопротивление трансформатора увеличивается в 2 раза, а проводимость уменьшается в 2 раза. Для рассмотрения данного аварийного режима, используется максимальная нагрузка в зимний период. Напряжение на источнике питания 105% от номинального, т.е.115,5 кВ.

Таблица №5.9

Максимальная нагрузка в системе в зимний период.

Пункт

1

2

3

4

5

Р, МВт

38

4,2

7,2

15,6

21

Q, МВАр

17,31

1,91

3,28

7,11

9,57

Исходные данные и результаты расчета приведены в приложении №1.

В результате расчета получили следующие данные: Табл.5.10

Таблица.5.10

Напряжение у потребителей в аварийном режиме.

пункт

1

2

3

4

5

U, кВ

10,0

10,7

10,4

10,2

10,4

ПУЭ предписывается на шинах 10 кВ подстанций, к которым присоединены распределительные сети, поддерживать напряжение не должно быть не ниже номинального. Т.к. напряжение не соответствует нормам ПУЭ, то необходимо регулировать напряжение у потребителей с помощью РПН.

5.2 Регулирование напряжения

Напряжение - важнейший показатель качества электроэнергии. Регулирование напряжения это восстановление нормального напряжения согласно ПУЭ у потребителей.

Регулирование напряжения производится с помощью РПН трансформаторов. Выберем число отпаек РПН трансформатора для соответствующего режима. При этом коэффициент трансформации считается по формуле

, где

X - процент на отпайку;

N - число отпаек.

Таблица №5.11

Параметры трансформаторов

Пункт

1

2

3

4

5

Марка

трансформатора

ТДТН-40000/110

ТМН - 6300/35

ТМН - 6300/35

ТРДН-25000/110

ТДН - 16000/110

UномВН, кВ

115

35

35

115

115

UномСН, кВ

38,5

-

-

-

-

UномНН, кВ

11

11

11

10,5

11

91.78

61.5

61.5

91.78

91.78

Исходные данные и результат приведены в приложении №1.

Результат регулирования напряжения сведем в таблицу №5.12

пункт

1

2

3

4

5

трансформатор

Т-1

Т-2

Т-3

Т-4

Т-5

Режим наибольших нагрузок

n

-

-4 х 1.5

-2 х 1.5

+2 х 1.78

+1 х 1.78

KT

0,096/0,096

0,314/0,295

0,314/0,304

0,091/0,094

0,096/0,097

U, кВ

10,5

10,5

10,5

10,5

10,5

Режим минимальных нагрузок

n

-3 х 1,78

5 х 1,5

4 х 1,5

-

3 х 1,78

KT

0,096/0,091

0,314/0,290

0,314/0,295

0,091/0,091

0,096/0,091

U, кВ

9,9

10,0

10,0

10,0

10,0

Послеаварийный режим (отключение линии)

n

-

-2 х 1,78

-

-

-

KT

0,096/0,096

0,314/0,304

0,314/0,314

0,091/0,091

0,096/0,096

U, кВ

10,2

10,5

10,5

10,2

10,4

Послеаварийный режим (отключение трансформатора)

n

-

+2 х 1,5

-

-

-

KT

0,096/0,096

0,314/0,304

0,314/0,314

0,091/0,091

0,096/0,096

U, кВ

10,0

10,4

10,4

10,2

10,4

Вывод: Составили схемы замещения сети и определи её параметры. Рассчитали и проанализировали режим наибольших нагрузок.

Рассчитали и проанализировали режим наименьших нагрузок. Произвели расчет и анализ послеаварийных режимов: режим отключения одного наиболее загруженного трансформатора и режим отключения ниболее загруженной линии. Проанализировали полученные напряжения у потребителя и произвели регулирование напряжения.

6. Информационные системы контроля гололедных нагрузок на ВЛ

Проблема предотвращения гололедно-ветровых аварий на ВЛ остается актуальной для Северного Кавказа, как и для многих других регионов страны: Поволжья, Башкирии, Урала, Таймыра, Дальнего востока, Сахалина.

Ведет исследования и разработки, посвященные различным аспектам повышения надежности электрических сетей при тяжелых гололедно-ветровых ситуациях. В основе работ лежит системный подход к предотвращению и ликвидации гололедных аварий в энергосистемах, разработанный в середине 1980-х годов.

Особое место в реализуемой комплексной системе мероприятий занимает их информационное обеспечение, в частности создание и внедрение информационной системы контроля гололедных нагрузок (ИСКГН) на ВЛ.

Как показывает опыт, различных разработчиков, основными элементами ИСКГН являются датчики гололедной нагрузки, автоматические метеопосты, устройства передачи и приема данных. Важным объединяющим фактором служит программное обеспечение названных элементов, построенной на микропроцессорной базе, которое необходимо для централизованного сбора, обработки данных о гололедно-ветровой ситуации и формирования оптимальной стратегии борьбы с гололедом в регионе.

Принцип действия датчиков гололедной нагрузки (ДГН) основан на различных способах определения наличия гололеда на проводе, вызывающего физических и геометрических параметров ВЛ. Наибольшее распространение получили ДГН, которые изменяют силу тяжести от массы провода с гололедом.

Известны различные конструкции механических ДГН: пружинные, динамометрические, контактные и бесконтактные, тензометрические. Имеются датчики, снабженные счетчиками для регистрации заданных гололедных нагрузок, датчики с механическими кодирующими устройствами. Разработаны также датчики и сигнализаторы гололеда с использование высокочастотных и импульсных сигналов, условие распространения которых изменяются при появлении гололеда на проводах ВЛ.

Сравнительный анализ известных ДГН позволил сделать вывод о целесообразности применения в ИСКГН бесконтактного датчика магнитоупругого типа, обеспечивающего непрерывное изменение гололедной нагрузки с достаточной точностью и чувствительностью и отличающегося высокой надежностью. Такой ДГН помимо основного назначения позволяет своевременно выявлять пляску проводов на ВЛ, оперативно определять скорость гололедообразования и осуществлять контроль окончания плавки. В итоге повышается надежность работы и улучшаются метрологические характеристики систем телеизмерения гололедных нагрузок.

Страница:


Подобные документы

  • Проектирование районной электрической сети

    Оптимальная схема развития районной электрической сети. Выбор номинальных напряжений и оптимальной конструкции сети. Расчет сечений проводов, мощности компенсирующих устройств. Выбор оборудования подстанций. Расчет максимального режима энергосистемы.

    курсовая работа [202,3 K], добавлен 24.03.2012

  • Разработка схемы и расчет режима районной электрической сети

    Этапы разработки схемы и расчёт режима районной электрической сети. Особенности выбора номинальных напряжений линий электропередач и подстанций. Способы проверки выбранных сечений по условиям короны. Основное назначение трансформаторной станции.

    курсовая работа [858,8 K], добавлен 12.03.2013

  • Проектирование районной электрической сети

    Разработка вариантов конфигурации электрической сети. Выбор номинального напряжения сети, сечения проводов и трансформаторов. Формирование однолинейной схемы электрической сети. Выбор средств регулирования напряжений. Расчет характерных режимов сети.

    контрольная работа [616,0 K], добавлен 16.03.2012

  • Расчет районной электрической сети

    Выбор конфигурации районной электрической сети, номинального напряжения, трансформаторов для каждого потребителя. Расчет потокораспределения, определение тока короткого замыкания на шинах низшего напряжения подстанции. Выбор сечения проводников.

    курсовая работа [1,6 M], добавлен 07.08.2013

  • Проектирование районной электрической сети

    Выбор конфигурации, оптимальной схемы, сечения проводов, трансформатора, активной и реактивной мощностей, нагрузок, напряжения с целью проектирования районной электрической сети на основании технико-экономического сравнения конкурентоспособных вариантов.

    курсовая работа [1,9 M], добавлен 02.02.2010

  • Расчет параметров режимов и оборудования электрических сетей и мероприятий энергосбережения

    Расчет параметров заданной электрической сети и одной из выбранных трансформаторных подстанций. Составление схемы замещения сети. Расчет электрической части подстанции, электромагнитных переходных процессов в электрической сети и релейной защиты.

    дипломная работа [1,0 M], добавлен 29.10.2010

  • Расчет схем районной электрической сети

    Особенности распределения мощности по закону Кирхгофа. Тип, мощность и места установки компенсирующих устройств. Характеристика силовых трансформаторов понизительных подстанций. Анализ регулирования напряжения в электрической сети в максимальном режиме.

    курсовая работа [405,3 K], добавлен 20.06.2010

  • Развитие районной электрической сети

    Выбор варианта районной электрической сети, номинального напряжения, силовых трансформаторов. Расчет нагрузки, схем замещения и установившегося режима. Механический расчет воздушной линии электропередач, определение стрелы провеса на анкерном пролете.

    курсовая работа [1,3 M], добавлен 02.04.2013

  • Электрическая сеть районной электроэнергетической системы

    Проектирование электрической сети районной электроэнергетической системы. Сравнение технико-экономических вариантов сети, выбор мощности трансформаторов подстанций. Расчет сети при различных режимах. Проверка токонесущей способности проводов линий.

    курсовая работа [1,6 M], добавлен 16.04.2012

  • Схемы электрических сетей

    Основные типы конфигурации электрических сетей и схем присоединения к сети понижающих подстанций. Схемы внешнего электроснабжения магистральных нефтепроводов и газопроводов. Нефтеперекачивающие и компрессорные станции. Электроснабжающие сети городов.

    презентация [1,4 M], добавлен 10.07.2015

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены