ES_EESiS_project


Чтобы посмотреть этот PDF файл с форматированием и разметкой, скачайте его и откройте на своем компьютере.
1


Министерство образования и науки РФ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Пермский национальный исследовательский политехнический университет»


Кафедра микропроцессорных средств
автоматизации










ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ
РАЙОНА


Варианты заданий и методические указания

к
выполнению курсового проекта по дисциплине


«
Электроэнергетические системы и сети
»

для студентов
направления «Электроэнергетика и электр
отехника»


профиль

«Электроснабжение»










Пермь 2014

2


1.
ЗАДАНИЕ НА КУРСОВОЙ
ПРОЕКТ

1.1
Исходные данные

Проектируемая электроэнергетическая система представлена
существующей районной подстанцией (узел 1) и тремя развивающимися
узлами нагрузки (узлы 2
,

3 и 4) с расчетными мощностями
P
2
,
P
3

и
P
4
.

Из балансов активной и реактивной мощности электроэнергетической
системы более высокого уровня известно, что в период максимальной
нагрузки мощность, передаваемая через районну
ю подстанцию к узлам
нагрузки 2
,

3
и 4
, ограничена величиной
P
1
+
jQ
1
.

Система является дефицитной по активной мощности

(
P
1

P
2
+
P
3
+
P
4
),
поэтому в узле 2
,

где имеются мощные потребители тепловой энергии,
планируется строительство ТЭЦ
,

от шин генераторного напряжения которой
будет получать питание нагрузка узла 2
,

а избыточная мощность ТЭЦ через
шины высшего напряжения может передаваться в систему.

Исходные данные для проектирования в
ыбираются в соответствии с
рис.

1 и табл.

1 и 2
,

в ко
торых номера вариантов отвечают
последней цифре
порядкового номера студента в списке группы
.

Таблица 1.
Сведения о климатических условиях и мощностях узлов

Вариант

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Рисунок

а

б

в

г

д

е

ж

з

и

к

Климатические условия

района проектирования

Нормативное ветровое
давление, Па (даН/м
2
)

400
(40)

500
(50)

650
(65)

400
(40)

500
(50)

650
(65)

400
(40)

500
(50)

650
(65)

500
(50)

Толщина стенки
гололеда, мм

25

20

15

10

25

20

15

10

20

15

Температура низшая, ºС

-
40

-
35

-
30

-
25

-
20

-
20

-
25

-
30

-
35

-
40

Температура высшая, ºС

20

25

30

35

40

35

40

30

25

20

Температура средняя, ºС

-
5

0

0

5

5

5

5

0

-
5

-
5

Сведения о мощности узлов

P
1
, МВт

60

50

40

30

40

60

50

40

30

40

Q
1
, Мвар

30

25

20

15

10

30

25

20

15

10

P
2
, МВт

30

40

40

30

60

45

50

35

30

40

P
3
, МВт

40

30

70

40

55

30

35

45

70

20

P
4
, МВт

70

50

40

30

50

35

65

30

40

50




3


Таблица 2.
Координаты местоположения узлов
на схеме
по оси абсцисс/ординат, см

Вариант

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Рисунок

а

б

в

г

д

е

ж

з

и

к

Узел 1

0,9/2,2

0,5/1,8

0,4/0,3

1,0/1,8

1,0/2,1

0,9/1,
7

1,0/0,3

1,0/0,3

1,0/1,4

1,2/1,9

Узел 2

1,2/0,6

1,5/1,7

1,5/0,4

1,0/0,6

1,0/0,9

0,9/0,4

1,5/2,4

0,9/1,3

1,0/0,4

0,9/0,9

Узел 3

0,3/1,5

0,5/0,7

0,8/2,4

0,3/1,3

0,3/0,5

1,7/1,1

0,4/2,5

0,4/2,4

0,3/2,3

0,3/2,5

Узел 4

1,7/1,7

1,6/0,8

1,1/1,5

1,8/2,3

1,8/1,5

0,4/2,4

1,0/1,5

1,7/2,2

1,8/2,5

1,7/0,4

Масштаб
1 см: …
км

20

40

15

50

20

50

15

40

15

50



Рис. 1. Схемы расположения узлов источников питания и нагрузок

Общие для всех вариантов данные:

1.

Во всех узлах нагрузки имеются электроприемники 1, 2 и 3
-
й
категорий по надежности электроснабжения.

4


2.

Номинальные напряжения на
шинах районной подстанции (узел

1)
U
1ном
110 и 220 кВ; уровень напряжения в период наибольшей нагрузки
U
1
=1,05
U
1ном
.

3.

Мощно
сть собственных нужд ТЭЦ
P
сн

составляет 10% от мощности
станции; коэффициент реактивной мощности нагрузки tgφ
сн
=1,0.

4.

Продолжительность использования наи
большей нагрузки в узлах 2, 3
и

4
T
max
00 ч.

5.

Коэффициенты реактивной мощности нагрузок в узлах 2
, 3 и 4
соответственно составляют tgφ
2
0,7; tgφ
3
0,8; tgφ
4
=0,9.


1.
2

Содержание проекта

1.

Составление баланса активной мощности и выбор генераторов ТЭЦ.

2.

Обоснование схемы и напряжения электрической сети.

3.

Составление баланса реактивной мощности,
выбор и размещение
компенсирующих устройств.

4.

Выбор и проверка сечени
й

проводов линий электропередачи.

5.

Выбор схемы выдачи мощности и трансформаторов ТЭЦ.

6.

Выбор трансформаторов и схем подстанций в узлах нагрузки.

7.

Приведение нагрузок узлов и мощно
сти ТЭЦ к стороне высшего
напряжения.

8.

Расчет установившегося режима электрической сети.

9.

Регулирование напряжения в узлах нагрузки.

10.

Расчет конструктивной части ВЛ.

11.

Графическая часть.


2. МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗ
АНИЯ К ВЫПОЛНЕНИЮ ПР
ОЕКТА

2.1
Составление баланса активной мощности и выбор генераторов ТЭЦ

Баланс активной мощности, составляемый в энергосистеме для режима
максимальной нагрузки, представляет собой равенство генерируемой и
потребляемой мощностей в электрической системе

݇
˓

ܲ


ܲ


ܲ




ܲ


ܲ
˔ː

ܲ
˕

ܲ




(1)

где

݇
˓

Ͳ





коэффициент разновременности максимумов активной
нагрузки;

ܲ




активные мощности

нагрузок в узлах,
݅

ʹ

͵

Ͷ
;


ܲ




суммарные потери мощности в линиях и трансформаторах;

ܲ
˔ː

Ͳ

ͳ
ܲ
˕



мощность собственных
нужд ТЭЦ;

ܲ
˕



мощность генераторов ТЭЦ;

5


ܲ




активная мощность, передава
емая через районную подстанцию.

Величина потерь

ܲ


ориентировочно составляет
-
10% от суммарной
потребляемой активной мощности в системе.

Из уравнения баланса
(1)
определяется мощность
ܲ
˕
.

Номинальная мощность генераторов
ܲ
ːˑˏ

и их количество выбираются
в соответствии с данными табл. 3.

Таблица 3. Сведения о генераторах

Тип
генератора

Частота
вращения,
об/мин

ܵ
ːˑˏ
,

МВ·А

ܲ
ːˑˏ
,

МВ
т


ːˑˏ
,

к
В

݋ݏ

ːˑˏ

Т
-
12

3000

15

12

10,5

0,8

Т
-
20

3000

24

20

10,5

0,8

Т
-
32

3000

40

32

10,5

0,8

Т
-
63

3000

78,75

63

10,5

0,8


После выбора количества и мощности генераторов
определяется
суммарная установленная мощность ТЭЦ:

ܲ
˕

˖˔˕


ܲ
ːˑˏ



;





(2)

ܳ
˕

˖˔˕


ܲ
ːˑˏ



ݐ

ːˑˏ







(
3
)

и мощность
,

выдаваемая станцией в систему
:

ܲ
˕

˔ˋ˔˕

ܲ
˕

˖˔˕

ܲ
˔ː

ܲ

;




(4)

ܳ
˕

˔ˋ˔˕

ܳ
˕

˖˔˕

ܳ
˔ː

ܳ

;



(5)

ܵ
˕

˔ˋ˔˕


ܲ
˕

˔ˋ˔˕


ܳ
˕

˔ˋ˔˕

,



(6)

где
ܳ
˔ː

ܲ
˔ː
ݐ

˔ː



реактивная мощность собственных нужд ТЭЦ.


2
.2.
Обоснование схемы и напряжения электрической сети

Электрическая сеть

должна обеспечивать надежное

электроснабжение
потребителей и требовать для своего развития наименьших затрат
материальных ресурсов. С этих позиций и следует в первую очередь
намечать схем
у проектируемой электрической сети.

При выполнении курсового проекта следует:



наметить для заданного взаимного расположения узлов электрической
сети возможные к сооружению линии электропередачи;



принять к рассмотрению 3
-
4 варианта схем и проанализировать и
х с
позиций надежности и экономичности; связь ТЭЦ с подстанцией
энергосистемы должна обеспечиваться при отказе любой линии
электропередачи;



выбрать для дальнейшего расчета окончательный вариант
электрической сети.

6


Пример.

Для приведенного на рис.

2,
а

взаим
ного расположения узлов
сети примем возможные к сооружению

линии электропередачи (рис.

2,
б
).
Проектировать линию между узлами 2 и 3 нецелесообразно, поскольку эта
линия имеет большую длину.

Выберем к рассмотрению четыре возможных варианта электрической
сет
и (
рис.

2,
в
,
г
,
д
,
е
). В каждом варианте обеспечивается прямая связь ТЭЦ с
энергосистемой (линия 1
-
2); потребители в узлах 3 и 4 получают питание по
двум линиям (или двухцепной линии) электропередачи.


Рис. 2. Варианты развития электрической сети

Во всех схе
мах при аварийном отключении любой линии
электропередачи обеспечивается электроснабжение потребителей 3 и 4 и
сохраняется связь ТЭЦ с энергосистемой.

Из сопоставления схем вид видно, что схема
д

будет дороже, поскольку
линия 3
-
4 в схеме
д

длиннее, чем линия 1
-
3 в схеме
в
. Схему
д

из
дальнейшего расчета исключаем.

В схеме
г

суммарная длина линий в одноцепном исполнении
значительно меньше, чем в схеме
е
. Схему
е

из дальнейшего расчета
исключаем.

Схемы
в

и
г

по суммарной длине линий в одноцеп
ном исполнении
практически равноценны. Сопоставим эти схемы по количеству силовых
выключателей, условно обозначенных жирными точками. В схеме
г

на один
выключатель меньше. Таким образом, для дальнейшего рассмотрения
следует оставить схему
г
.

При определени
и напряжения электрической сети следует сначала
оценить напряжения отдельных линий, а затем принять напряжение всей
сети.

7


Номинальное напряжение линии электропередачи определяется
активной мощностью

ܲ
, МВт,

передаваемой по линии, и расстоянием


, км,
на
которое эта мощность передается. Рассчитать номинальное напряжение
линии можно, пользуясь различными эмпирическими формулами. Формула
Стилла


ːˑˏ

Ͷ

͵Ͷ



ͳ͸
ܲ
, кВ




(7)

приемлема для линий длиной до 2 0 км и передаваемых мощностей до 60
МВт.

Для больших
мощностей,

передаваемых на расстояние до 1000 км,
используется формула Залесского


ːˑˏ


ܲ

ͳͲͲ

ͳͷ



, кВ.




(8)

Удовлетворител
ьные результаты для всей шкалы номинальных
напряжений (3
-
11 0 кВ) дает формула Илларионова


ːˑˏ

ଵ଴଴଴






, кВ.





(9)

Для

того чтобы воспользоваться одной из формул для выбора
напряжения, необходимо знать потоки мощности в линиях. Расчет
предварительного (без учета потерь) распределения мощностей в
разомкнутых сетях определяется по первому закону Кирхгофа.

Для определения пр
едварительного распределения мощностей в
замкнутой сети эта сеть разрезается по источнику питания (узлу 1) и
представляется сетью с
двухсторонним питанием. На рис.

3 показана сеть с
двусторонним питанием трех нагрузок


ܲ
˕

˔ˋ˔˕
,
ܲ


и
ܲ

. Мощность
,

выда
ваемая
ТЭЦ

в систему
,

представлена отрицательной нагрузкой.
Направления мощностей
ܲ


в линиях задаются произвольно. Если при
расчете некоторая мощность
ܲ


будет иметь отрицательны
й знак, то эта
мощность течет в направлении, противоположном выбранно
му.


Рис.
3
.
Сеть с двухсторонним питанием

Поскольку сечения линий еще не выбраны, распределение мощностей
определяется длинами линий. Мощности, протекающие по головным
участкам сети, определя
ю
тся по следующим выражениям:

ܲ
ଵଶ



ܲ
˕

˔ˋ˔˕


ଶଷ


ଷସ







ܲ



ଷସ







ܲ









;


(10)

8


ܲ





ܲ



ଷସ


ଶଷ


ଵଶ


ܲ



ଶଷ


ଵଶ


ܲ
˕

˔ˋ˔˕

ଵଶ




,

(11)

где





длина линии между узлами
݅

и
݆
,

км;






суммарная длина линии замкнутой сети
,

км.

Правильность вычислений можно проверить по условию

ܲ
ଵଶ

ܲ




ܲ


ܲ


ܲ
˕

˔ˋ˔˕
.



(12
)

Мощности, протекающие по линиям 2
-
3 и

3
-
4, рассчитываются по
первом
у

закону Кирхгофа.

По рассчитанным активным мощностям и длинам линий определяются
напряжения этих линий в

соответствии с формулами (7
-
9
). Полученные
напряжения ок
ругляются до ближайших больших стандартных величин. По
результатам анализа полученных напряжений принимается номинальное
напряжение электрической сети.

В замкнутой сети для всех линий, как правило, применяется одно
наибольшее номинальное напряжение.


2.3.
Баланс реактивной мощности, выбор мощности и размещение
компенсирующих устройств

Баланс реактивной мощности, составляемый для режима наибольшей
нагрузки, представляет собой равенство генерируемой и потребляемой
реактивных мощностей в электрической системе

݇


ܳ


ܳ


ܳ




ܳ
ˎ

ܳ
˔ː


ܳ
˕

ܳ
˕

˖˔˕

ܳ
ˍ˖

ܳ


ܳ



(1
3
)

где
ܳ


ܲ







ре
активные мощности

нагрузок в узлах,
i
=2,

3,

4;

݇


Ͳ





коэффициент разновременности максимумов реактивной
нагрузки;

Q
1


ре
активная мощность, передаваемая через районную подстанцию;

Δ
Q
л

и

Δ
Q
т



потери мощности в линиях и трансформаторах;

Q
тэц

уст
,
Q
сн



реактивная
мощность ТЭЦ

и её собственных нужд
;

Q
c



зарядная мощность линий электропередачи;

Q
ку


требуемая суммарная
мощность компенсирующих устройств.

В предварительных расчетах можно принять


ܳ
˕

Ͳ

ͳ

ܵ


ܵ


ܵ
˕

˔ˋ˔˕

;




(14)

ܳ


ʹ

͸

ͳͲ






, Мвар
;





(15)


ܳ
ˎ


ͷ

ʹͷ

ͳͲ




, Мвар


для линий 110 кВ;


(16)


ܳ
ˎ


ͳͲ

ͷͲ

ͳͲ




, Мвар


для линий 220 кВ;


(17)

где





суммарная длина линии
в одноцепном исполнении,

км.

Из уравнения баланса реактивной мощности определяется требуемая
суммарная мощнос
ть компенсирующих устройств
Q
ку
.

9


Распределение мощности
Q
ку

между потребителями представляет
собой достаточно сложную опти
мизационную задачу. В курсовом проекте
эта задача решается упрощенно:



в узле 2 компенсирующие устройства не размещаются (
Q
ку
2
=0
)
,
п
оскольку в этом узле находится ТЭЦ,

генераторы которой являются

мощным

источником реактивной мощности;



распределение мощности
Q
ку

между узлами 3 и 4 выполняется по

равенству коэффициентов реактивной мощности в этих узлах:












ˍ˖





,
i
=3
,

4.





(18)

Искомые мощности компенсирующих устройств в узлах составят

ܳ
ˍ˖


ܲ









,
i
=3
,

4.




(19)

Если для какого
-
то узла выражение (19) даст отрицательный результат,
то для этого узла следует принять
Q
ку
i
=0
.

После определения мощностей
Q
ку
i

расчетные нагрузки в узлах
составят

ܲ
˓


ܲ

;
ܳ
˓


ܳ


ܳ
ˍ˖

;
ܵ
˓



ܲ
˓



ܳ
˓


,
i
=3
,

4.



(20)


2.4. Выбор и проверка сечений проводов линий электропередачи

Для выбора сечений проводов воздушных линий электропередачи
необходимо знать полные мощности, протекающие по линиям.
Предварительное распределение реактивных мощностей в линиях
электрической сети

определяется так же, к
ак и активных мощностей
(см.

п.

2.2). В выражения (
10,

11,

12
) подставляются значения
Q
тэц

сист
,
Q
р3
,
Q
р4
.

Полная мощность, протекающая по линии между узлами
i

и
j
,
определяется по выражению

ܵ




ܲ



ܳ


.






(21)

Для принятого номинального напряжения сети
U
ном

ток в линии
составит





ܵ



͵

ːˑˏ

.






(2
2
)

Сечения проводов воздушных линий электропередачи выбираются по
экономической плотности тока

j
э
. Значения
j
э
, зависящие от
продолжительности наибольшей нагру
зки
T
max
,

приведены в табл.

4.

Сечение провода, соответствующ
ее экономической плотности тока
,

ݍ







݆


.






(2
3
)

10


Таблица 4. Экономическая плотность тока проводов воздушных линий электропередачи

Проводники

Экономическая плотность тока, А/мм
2
, при
T
max
, ч

1000
-
3000

3000
-
5000

более 000

Неизолированные
алюминиевые и
сталеалюминиевые провода

1,3

1,1

1,0


Полученное сечение округляется до ближайшего стандартного сечения
q
ij
. Шкала стандартных сечений проводов воздушных линий составляет
следующий
ряд:

16
,

25, 35, 50, 70, 95,

120
, 150, 185,

240
,

300
,

330
,

400
, 500,

... мм
2
.

В соответствии с ПУЭ минимальные сечения проводов по условию
ограничения потерь на корону составляют 70 и 240 мм
2

для линий
напряжением
110

и 220 кВ соответственно. Если рассчита
нные сечения
проводов получились меньше, эти сечения необходимо увеличить до
указанных значений.

Выбранные сечения проводов должны быть проверены по
допустимому длительному току
I
доп

(по нагреву) в послеаварийном режиме
работы электрической сети, под котор
ым подразумевается отключение
любой линии. Значения
I
доп

для проводов разл
ичных сечений приведены в
табл.

5.

При питании узла нагрузки по двум линиям в режиме отключения
одной линии ток оставшейся в работе линии увеличивается в два раза.
Проверка по нагрев
у проводов таких линий выполняется по условию




˒

ʹ





ˇˑ˒
.





(2
4
)

Проверка по нагреву линий замкнутой сети,
содержащей в одном из
узлов ТЭЦ,

выполняется поочередным отключением каждой линии этой

сети. Рассмотрим такую проверку для замкн
утой
электрической сети (1
-
2
-
4),
приведенной на рис.

2,
в
.

Отключение линии 1
-
2:

по линии 2
-
4 протекает полная мощность, выдаваемая ТЭЦ;

по линии 4
-
1 протекает мощность, равная разности между мощностью
ТЭЦ и мощностью потребителя 4.

Отключение линии 1
-
4:

по лини
и 2
-
4 протекает мощность
S
4
;

по линии 2
-
1 протекает мощность (
S
тэц

сист



S
4
).

Отключение линии 2
-
4:

по линии 1
-
4 протекает мощность
S
4
;

по линии 2
-
1 протекает мощность
S
тэц

сист
.

По мощностям определяются токи в линиях
в послеавари
йном режиме
I
ij

па

и про
веряется условие

11





˒


ˇˑ˒
.






(2
5
)

Проверка проводов линий по нагреву в случае отсутствия ТЭЦ в
замкнутой сети выполняется поочередным отключением каждого из
головных участков. В каждом случае рассчитывается распределение
мощностей в разомкнутой с
ети в послеаварийном режиме, токи в
линиях и
проверяется условие (2
).

При невыполнении условий (24,

25
) сечение проводов линии
необходимо увеличить.

Параметры сталеалюми
н
и
евых проводов
,

необходимые для
последую
щих расчетов, приведены в табл.

5.

Таблица
5
.
Параметры сталеалюминиевых проводов

Сечение, мм
2

70

95

120

150

185

240

300

r
0
, Ом/км

0,4

0,31

0,25

0,2

0,16

0,12

0,1

x
0
, Ом/км

0,44

0,43

0,43

0,42

0,41

0,41
(0,44)

0,43

b
0
·10
-
6
,
С
м/км

2,55

2,6

2,65

2,7

2,75

2,81
(2,6)

2,64

I
доп
, А

265

330

375

450

510

610

690

Примечание.
Для проводов сечением 240

мм
2

в числителе указаны параметры для
напряжения 110 кВ
, в знаменателе


для напряжения 22
0 кВ. Для проводов сечением
300

мм
2

параметры указаны для напряжения 220 кВ.


2.
. Выбор схемы выдачи мощности и
трансформаторов ТЭЦ

Схемы выдачи мощности генераторами ТЭЦ строятся по
двум
основным принципам:



схемы с генераторным распределительным устройством (ГРУ) (рис.

4);



блочные схемы (рис.

5).

От шин ГРУ получают питание потребители на напряжение 10 кВ и
потреби
тели собственных нужд (с.н.). Такие схемы применяются для
генераторов небольшой мощности.


12



Рис.
4
.
Схема ТЭЦ с генераторным распределительным устройством


Рис.
5
.
Блочная схема ТЭЦ

Собственные нужды
ТЭЦ выполняются на напряжении 6

кВ. Поэтому
при
генераторном напряжении, равном 10

кВ. питание с.н. осуществляется
через трансформатор собс
твенных нужд ТСН напряжением 10/
6

кВ.

С ростом единичных мощностей генераторов применяются блочные
схемы, в котор
ых потребители на напряжение 10

кВ и потребители с.н
.
получают питание отпайками от генераторов
G
.

13


В схемах ТЭЦ с ГРУ связь с системой осуществляется, как правило,
через два трансформатора связи
T
. Выбор мощности этих трансформаторов
должен проводиться с учетом графика тепловой нагрузки ТЭЦ
,

возможного
отка
за одного из генераторов и других факторов. В курсовом проекте
номинальную мощность одного трансформатора связи рекомендуется
выбирать не меньше следующих значений:

ܵ
ːˑˏ

ܵ
˕

˔ˋ˔˕
ʹ

;
ܵ
ːˑˏ

ܵ

ʹ

.



(26)

Для блочной схемы ТЭЦ с
n

одинаковыми агрегатами номинальная
мощность каждого блочного трансформатора
T

должна быть не меньше
следующих значений:

ܵ
ːˑˏ

ܵ
˕

˔ˋ˔˕
݊

;
ܵ
ːˑˏ

ܵ

݊

.



(2
7
)

Полученные значения мощностей округляются до ближайшей большей
номинальной мощ
ности трансформат
ора (см. табл.

6).

Распределительное устройство высшего напряжения 110
-
220

кВ
(РУ

ВН) может выполняться по схеме без

сборных шин с перемычкой
(рис.

4)
или с двумя системами шин (рис.

). Коли
чество присоединений к
шинам РУ

ВН определяется количеством отход
ящих линий.


2.6. Выбор трансформаторов и схем подстанций в узлах нагрузки

На подстанциях,

от которых получают питание потребители 1 и 2

категории, уст
анавливаются два трансформатора.

Мощност
ь трансформаторов на подстанции выбирается с
учетом

допустимой
перегрузки в аварийном режиме. Под аварийным режимом

понимается аварийное отключение одного трансформатора. Всю нагрузку

принимает на себя оставшийся в работе трансформатор.

Выражение дл
я выбора номинальной мощности
трансформаторов

имеет вид

ܵ
ːˑˏ

ܵ
˓

݇
˒

.





(28)

где
S
р
i



расчетная нагрузка в узле
i
;

݇
˒

ͳ

Ͷ

ͳ

ͷ



коэффициент допустимой перегрузки.

Полу
ченное значение мощности округляется до ближайшей большей
номинальной мощ
ности трансформатора (см. табл.

6).

Схема подстанции зависит от напряжения, мощн
ости, назначения
подстанции, ее расположения в схеме сети, количества присоединений и
других факторов.

При выполнении проекта следует принимать типовые схемы
подстанций в зависимости от их расположения в схеме сети:



тупиковая подстанция (рис.

6,
а
);

14




транзитная в замкнутой схеме (рис.

6,
б
);



транзитна
я в магистральной схеме (рис.

6,
в
).


Рис.
6
.
Типовые схемы подстанций

РУ

ВН (
110
-
220

кВ) выполняется, как правило, открытым. При
количестве присоединен
ий до четырех (2 присоединения


линии. 2
присоединени
я


трансформаторы) РУ

ВН выполняется без сборных шин.
Для обеспечен
ия транзита мощности в РУ

ВН предусматривается рабочая
пе
ремычка с выключателем (рис.

6,
б
). При выполнении ремонтных работ
транзит мощности осуществляется через ремонтную перемычку без
вык
лючателя.

При количестве присоединений на стороне высшего напряжения шесть
и более предусмат
риваются более сложные схемы РУ

ВН,

в частности
система сборных шин,

состоящая из дв
ух секций (секции 1 и 2 на рис.

6,
в
).

РУ низшего напряжения 10

кВ собирается, ка
к правило, из
комплектных ячеек и состоит из двух (1 и 2) или четыре
х (1, 2, 3 и 4) секций
шин,

соединенных секционным выключателем. Количество секций
определяется исполнением трансформатора (с расщеплением обмоток
низшего напряжения или без расщепления).

Поскольку в состав потребителей входят электроприемники 1
категории, на секционных выключателях предусматривается автоматика
ввода резервного питания
(
АВР
)
.

15



Таблица
6
.
Паспортные данные

трансформаторов

Тип трансформатора

S
ном
,
кВ
·А

U
в н
ом
,
кВ

U
в н
ом
,
кВ

Δ
P
хх
,
кВт

Δ
P
кз
,
кВт

U
кз
,

%

I
хх
,

%

ТДН
-
10000/110

10000

115

11

14

58

10,5

0,9

ТДН
-
16000/110

16000

115

11

21

86

10,5

0,85

ТРДН
-
25000/110

25000

115

10,5

25

120

10,5

0,75

ТРДН
-
32000/110

32000

115

10,5

32

145

10,5

0,75

ТРДН
-
40000/110

40000

115

10,5

42

160

10,5

0,7

ТРДН
-
63000/110

63000

115

10,5

50

245

10,5

0,6

ТРДН
-
32000/220

32000

230

11

45

150

1
1
,5

0,65

ТРДН
-
40000/220

40000

230

11

50

170

11
,5

0,6

ТРДН
-
63000/220

63000

230

11

70

265

11
,5

0,5

Примечание.
Трансформаторы с высшим напряжением 110 кВ имеют устройство РПН с
диапазоном регулирования
±9×1,78
%
. Трансформаторы с высшим напряжением 220 кВ
имеют устройство РПН с диапазоном регулирования
±8×1,
%
.


2
.7. Приведение нагрузок узлов и мощности ТЭЦ к сторон
е ВН

В соответствии с заданием нагрузки узлов заданы на сто
роне низшего
напряжения (НН) 10

кВ. Приведение нагрузок к стороне высшего
напряжения (ВН) выполняется для последующего упрощения расчетной
схемы установившегося режима электрической сети.

На
рис.

7,
а

показан участок схемы электрической сети: две линии
W
1

и
W
2

подходят к некоторому узлу
i
. На
грузка на стороне НН составляет

ܵ
˓


ܲ
˓


݆
ܳ
˓

.

Схема замещения этого уч
астка сети приведена на рис.

7
,
б
.
Нагрузка узла
i
, приведенная к стороне ВН.

о
пределяется по следующим
выражениям:

ܲ

˅

ܲ
˓



ܲ
˕
,

ܳ

˅

ܳ
˓



ܳ
˕


ܳ



ܳ



ʹ

,


(29)

где
Δ
P
т

и
Δ
Q
т



потери активной и реактивной мощности в
трансформаторах

T
;

Q
c
1
/2 и
Q
c
2
/2



половины зарядных мощностей линий
W
1

и
W
2
.


Рис.
7
.
Участок схемы
электрической сети (
а
), его схема замещения (
б
) и схема узла
i

с
нагрузкой, приведенной к ВН (
в
)

16


Потери мощности в трансформаторах вычисляются по выражениям


ܲ
˕

݊

ܲ





ܲ
ˍˊ
ܵ
˓


ܵ
ːˑˏ


, кВт
;




(30)


ܳ
˕

݊


ܵ
ːˑˏ
ͳͲͲ




ݑ
ˍˊ
ܵ
˓


ͳͲͲ
ܵ
ːˑˏ

, квар
;



(3
1
)

где

n



кол
ичество трансформаторов в узле
i
;

S
р
i



расчетная нагрузка узла
i
, кВ
·А
;

S
ном
, Δ
P
хх
, Δ
P
кз
,
I
хх
,
U
кз
,


паспортн
ые данные трансформатора (табл.

6).

Зарядная мощность линий вычисляется по выражению

ܳ


݉

ːˑˏ




, Мвар,





(32)

где
m



количество цепей линии;

b
0



удельная

проводимость линии (табл.

), См/км;

L



длина линии, км;

U
ном



номинальное напряжение линии, кВ.

Рассмотрим
эквивалентную
схему ТЭЦ (рис.8,
а
).
Через
трансформаторы
T

протекает мощность

ܲ
˕

˔ˋ˔˕

ܲ
˕

˖˔˕

ܲ
˔ː

ܲ

;




(33)

ܳ
˕

˔ˋ˔˕

ܳ
˕

˖˔˕

ܳ
˔ː

ܳ

.



(3
4
)


Рис.
8
.
Приведение мощности ТЭЦ и нагрузки узла 2 к стороне ВН

Приведение мощности
P
тэц

сист
+
jQ
тэц

сист

к стороне ВН выполняется так
же, как для подстанций, но с учетом направления мощности

ܲ

˅

ܲ
˕

˔ˋ˔˕


ܲ
˕
,
ܳ

˅

ܳ
˕

˔ˋ˔˕


ܳ
˕


ܳ



ܳ



ʹ

.

(35)

При определении потерь мощности в трансформаторах ТЭЦ в
выражения (30) и (31) вместо
S
р
i

подставляется
S
тэц

сист
.

После приведения мощностей узлов к стороне ВН схемы замещения
этих узлов сводятся к более
простому виду, приведенн
ому на рис.

7,
в

и
рис.

8,
б
.


2
.8. Расчет установившегося режима электрической сети

17


Целью расчета установившегося режима в курсовом проекте является
определение уровней напряжения в узлах электрической сети для
последующей оценки
необходимости регулирования напряжения. Кроме
того, после расчета должны быть проверены условия

ܲ
˒ˑ˕˓

ܲ

,

ܳ
˒ˑ˕˓

ܳ

,





(36)

где
P
потр

и
Q
потр



активная и реактивная мощности, потребляемые от
районной подстанции, расположенной в узле 1.

Выпол
нение
условий (
36) подтвердит правильность выбора мощности
ТЭЦ и мощностей компенсирующих устройств.

При выполне
нии расчета заданными считаются
:



уровень напряжения на шинах районной подстанции (в узле 1) в
период наибольшей нагрузки



ͳ

Ͳͷ


ːˑˏ
;



приведенные к с
тороне ВН мощности нагрузок в узлах
P
i
в
+
jQ
i
в
;



мощность ТЭЦ на стороне ВН
P
2
в
+
jQ

;



параметры линий электропередачи, которые определяются по
погонным сопротивлениям
r
0

и
x
0
, проводимости
b
0

(табл.

) и длинам
линий
L
:
ܴ

ݎ


, Ом;





,

Ом;

ܳ







, Мвар.

Для расчета установившегося режима составляется схема замещения
электрической сети с мощностями узлов, приведенными к стороне ВН. В
частности, для замкнутой сети с
хема замещения показана на рис.

9.


Рис.
9
.
Схема замещения замкнутой электрическо
й сети

При расчете замкнутой сети сначала определяется предварительное
(без учета потерь) распределение мощностей:

ܵ
ଵଶ



ܵ

˅


ଶଵ




ଷଵ




ସଵ




ܵ

˅


ଷଵ




ସଵ




ܵ

˅










;

(37)

ܵ





ܵ

˅


ସଵ



ଷଵ



ଶଵ



ܵ

˅


ଷଵ



ଶଵ



ܵ

˅

ଶଵ






;

(3
8
)

где



ܴ

݆



сопряженное комплексное сопротивление
.

При пользовании выражениями (
37) и (38
) мощности и сопротивления
подставляются в комплексном виде:

ܵ

ܲ

݆ܳ
;



ܴ

݆
.

Мощности

ܵ
ଶଷ

ܲ
ଶଷ

݆
ܳ
ଶଷ

и
ܵ
ସଷ

ܲ
ସଷ

݆
ܳ
ସଷ

определяются по
первому закону Кирхг
офа.

В результате расчета предварительного распределения мощностей
определяется узел потокораздела. Таким узлом может быть один из
18


нагрузочных узлов (узел 3 или 4), если к этому узлу мощности притекают с
разных сторон, или узел с ТЭЦ (узел 2), если от этог
о узла мощности
растекаются в разные стороны. По узлу потокораздела схема разрезается на
два магистральных участка.

Предположим, что в схеме рис.

9 узлом потокораздела является узел 3,
обозначенный символом

. По этому узлу схема разрезается на два

магистр
альных участка 1
-
2
-
3 и
1
'
-
4
-
3. Рассмотрим последовательность
расчета одного магистрального участка, например участка 1
-
2
-
3.


Рис.
10
.
Схема замещения магистральной сети

Расчет ведется в два этапа.

На первом этапе

определяются потоки мощности в линиях (
ܲ
ଶଷ
ː

݆
ܳ
ଶଷ
ː
;
ܲ
ଵଶ
ˍ

݆
ܳ
ଵଶ
ˍ
;
ܲ
ଵଶ
ː

݆
ܳ
ଵଶ
ː
) с учетом потерь мощности; этот расчет ведется
по номинальному напряжению сети
U
ном

от конца схемы к ее началу (к узлу
1); верхние индексы
н

и
к

относятся к началу и концу линии.

Потери

мощности в линии между узлам
и
i

и
j

определяются по
выражениям


ܲ




ܲ

ˍ




ܳ

ˍ



ܴ


ːˑˏ


;




(39)


ܳ




ܲ

ˍ




ܳ

ˍ






ːˑˏ


.




(40)

Мощность в начале линии отличается от мощности в конце линии на
величину потерь мощности

ܲ

ː

ܲ

ˍ


ܲ

;
ܳ

ː

ܳ

ˍ


ܳ

.




(41)

Мощност
ь, потребляемая участком схемы 1
-
2
-
3 из узла 1 (рис.

10),
составит

ܲ
˒ˑ˕˓


ܲ
ଵଶ
ː
;
ܳ
˒ˑ˕˓


ܳ
ଵଶ
ː

ܳ

ଵଶ
ʹ

.



(42)

Аналогично рассчитывается магистральный участок
1
'
-
4
-
3
.

На втором этапе

по заданному напряжению в узле 1 и полученным на
первом этапе потокам мощности определяются потери напряжения в линиях
сети и напряжения в ее узлах (
U
2
,
U
3

и
U
4
);

расчет ведется от начала схемы
(узла 1) к ее концу.

19


Потери напряжения в линии между узлами
i

и
j

определяются по
выражению






ܲ

ː
ܴ


ܳ

ː






.




(43)

Напряжение в конце линии составляет










.





(44)

Более подробно
по
рядок расчета установившегося
режима
электрической сети с приведением примера рассмотрен в [
1
].


2.9. Регулирование напряжения

Цель регулирования напряжения


обеспечение требу
емого ПУ
Э
уровня напряжения на шинах 10

кВ подстанций в узлах нагрузки 3 и 4. В
режиме наибольшей нагрузки это напряжение должно быть не ниже 1,0
U
ном

(10,5

кВ). Средством
регулирования напряжения в выполняемом проекте
являются трансформаторы с РПН.

Пусть при расчете установившегося режима в некотором узле
i

получено напряжение
U
i

(рис.

11). Напряжение
U
'
i

(напряжение на вторичной
обмотке трансформатора, приведенное к первич
ной обмотке) отличается от
напряжения
U
i

на величину потерь напряжения в трансформаторе










˕





ܲ
˓

ܴ
˕

ܳ
˓


˕

݊



,


(45)

где
n



количество трансформаторов на подстанции.


Рис.
1
1
.
Регулирование напряжения трансформатором с РПН

Активное

и индуктивное сопротивления
трансформатора вычисляются
по его паспортным данным (табл.

5)

ܴ
˕


ܲ
ˍ

˅ː

ͳͲ

ܵ
ːˑˏ


, Ом;

˕

ݑ
ˍ


˅ː

ͳͲ

ͳͲͲ
ܵ
ːˑˏ

, Ом
.


(46)

Напряжение на вторичной обмотке трансформатора составляет








݇
˕





ː

ːˑˏ

˅

ːˑˏ





ː

ːˑˏ

ˑ˕˅





,


(47)

где
݇
˕


˅

ːˑˏ

ː

ːˑˏ


ˑ˕˅



ː

ːˑˏ





номинальный коэффициент
трансформации;


ˑ˕˅





напряжение нулевого ответвления РПН.

Если напряжение




отличается от требуемого ПУЭ, необходимо
переключить РПН с нулевого ответвления

ˑ˕˅



на желаемое ответвление
20



ˑ˕˅

ˉ
,

обеспечивающее на вторичной обмотке трансфо
рматора напряжение
не ниже 10,

кВ:





ː

ːˑˏ

ˑ˕˅

ˉ


ͳͲ

ͷ
.




(48)

Из последнего выражения


ˑ˕˅

ˉ





ː

ːˑˏ
ͳͲ

ͷ

.




(49)

По полученному значению

ˑ˕˅

ˉ

подбирается
напряжение
стандартного ответвления


ˑ˕˅

˔˕


˅

ːˑˏ

݊

˔˕

˅

ːˑˏ
ͳͲͲ

,




(50)

где

݊



Ͳ

ͳ

ʹ






номера ответ
влений;


˔˕
, %


напряжение одной ступени регулирования (см. табл.

6).

Определяется
напряжение на вторичной обмотке трансформатора
после
регулирования:




˓ˈˆ







ː

ːˑˏ

ˑ˕˅

˔˕

.




(51)

Полученное значение должно удовлетворять требованиям ПУЭ.


2.1
0. Расчет конструктивной части ВЛ

Этот раздел включает в себя следующие вопросы:



выбор опоры;



расчет удельных нагрузок на провод;



определ
ение исходного режима с проверкой прочности провода;



расчет монтажных стрел провеса провода;



проверку габарита ВЛ.

Все указания по расчету конструктивной части ВЛ с приведением
примера и необходимых справочных материалов даны в [
2
].


2.11
. Графическая
часть проекта

Графическая часть проекта включает в себя два чертежа формата
А
1.

На первом чертеже изображается однолинейная схема проектируемой
системы с выбранными схемами подстанций и ТЭЦ. На чертеже должны
быть нанесены обозначения выбранного оборудован
ия (трансформаторов,
генераторов, линий электропередачи), показаны напряжения в узлах,
полученные при расчете установившегося режима, напряжения на вторичной
стороне трансформаторов до и после регулирования напряжения.

На втором чертеже приводятся результа
ты

расчета конструктивной
части В
Л. Здесь до
лжны быть приведены: фрагмент В
Л с указанием
геометрических характеристик линии, сборочный чертеж крепления провода
к траверсе опоры, монтажный график провода.

21



3.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Костин В.Н., Распопов Е.В.,

Родченко Е.А. Передача и распределение
электроэнергии: Учеб. пособие.


СПб.: СЗТУ, 2003.

2. Костин В.Н. Системы электроснабжения. Конструкции и механический
расчет: Учеб. пособие.


СПб.: СЗТУ, 2002.

3.
Электрические системы. Электрические сети: Учебник
для электроэнерг.
спец. вузов / В.А. Веников, А.А. Глазунов, Л.А. Жуков и др.: Под ред. В.А.
Веникова. В.А. Строева.



2
-
е изд.. перераб. и доп.



М.: Высш. шк., 1998.

4
. Идельчик В.И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов.



М.:
Энергоатомиздат
. 1989.

5.

Электротехнический справочник: В 4 т. Т.З. Производство, передача и
распределение энергии / Под общ. ред. профессоров МЭИ.



8
-
е изд.
-
М.:
Издательство МЭИ. 2002.



Приложенные файлы

  • pdf 1201917
    Размер файла: 715 kB Загрузок: 0

Добавить комментарий