Определение места расположения районной трансформаторной подстанции

↑

▷ Содержание

Стр 1 из 7Следующая ⇒

СОДЕРЖАНИЕ

Приложение А                                                                                                

Приложение Б                                                                                                  

ВВЕДЕНИЕ

Электрические сети являются техническим устройством, предназначенным для передачи электроэнергии от электрических станций к потребителям и распределения ее между потребителями.

Электрические сети состоят из передающих элементов – линий электропередачи и преобразующих элементов – трансформаторов и дополнительных устройств, обеспечивающих защиту и регулирование режимов электрических сетей.

Линии электропередач (ЛЭП) высокого напряжения предназначены для передачи электрической энергии в больших количествах и на большие расстояния. ЛЭП низкого напряжения предназначены для распределения электрической энергии между потребителями.

Требования к электрическим сетям:

- надежность электроснабжения потребителей;

- качество электрической энергии;

- экономичность сооружения и эксплуатации;

- безопасность;

- возможность дальнейшего развития.

Целью данного дипломного проекта является проектирование распределительной сети на 30 подстанций напряжением 10 кВ и проектирование питающей сети 35 кВ.

ПРОЕКТНАЯ ЧАСТЬ

1.1 Анализ исходных данных на основе требований нормативно-технических документов к проектированию линий электропередачи

Проектируемый участок электросети необходим для электроснабжения потребителей сельскохозяйственного района.

Географическое положение местности в соответствии с заданием на курсовой проект: максимальный нормативный скоростной напор ветра Q = 650 Па (район по ветру III), климатический район по гололеду III (толщина стенки гололеда 20 мм). Температура воздуха при образовании гололеда -5 °С, высшая температура воздуха +40 °С.

В исходном районе расположены сельскохозяйственные потребители, для электроснабжения которых необходимо спроектировать и рассчитать электрическую сеть на 30 подстанций 10/0,4 кВ.

Величина максимальных электрических нагрузок потребителей и категории по надежности электроснабжения определены в задании на проектирование.

Для питания сети 10/0,4 кВ предлагается сооружение понижающей подстанции, которая будет расположена в центре электрических нагрузок данного района. Питание понижающей подстанции будет осуществляться по воздушной линии (ВЛ)  – 35 кВ.

Основными потребителями электроэнергии в данном районе являются производственные, хозяйственные потребители сельскохозяйственного направления и бытовые абоненты. По надежности электроснабжения потребители относятся ко 2 и 3 категориям.

Выбор сечений проводов воздушных линий производится по экономической плотности тока. Расчет нагрузок и потерь напряжения в питающих линиях и трансформаторах производится от конца линии к началу. Нормированные значения экономической плотности тока (j_эк) для условий работы, указанных в задании на проектирование (Т_макс=4100 ч), в соответствии с таблицей 1.3.36 ПУЭ, равно 1,1 А/мм².

Согласно ГОСТ 13109-99 «Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения»:

- допустимое отклонение напряжения в сети 10 кВ составляет плюс минус 5%, предельное значение отклонение напряжения для сети 10 кВ: плюс минус 8%;

- в сети 35 кВ нормальное значение отклонения напряжения плюс минус 4%, предельное: плюс минус 6%.

Разработка схемы главных электрических соединений районной трансформаторной подстанции с подключением к питающей сети и распределением фидеров по секциям шин комплектного распределительного устройства районной трансформаторной подстанции

Потребители в точках 4, 20 относятся ко второй категории по степени надежности электроснабжения, а все остальные потребители – к третьей категории.

Для обеспечения надежности электроснабжения подстанцию 35/10 кВ принимаем в двухтрансформаторном варианте.

РТП 35/10 кВ двухтрансформаторная, тупиковая. Электроснабжение РТП 35/10 кВ осуществляется по двухцепной ВЛ – 35 кВ.

 По стороне 35 кВ выполнена одиночная секционированная система шин. Секционирование выполнено двумя секционными разъединителями 35 кВ. Присоединение ВЛ–35 кВ к шинам 35 кВ осуществляется через линейные разъединители 35 кВ.

 Присоединение силовых трансформаторов Т–1 и Т–2 к шинам 35 кВ выполнено через трансформаторные разъединители 35 кВ и вакуумные выключатели 35 кВ.

От РТП-35/10 кВ отходят 6 фидеров 10 кВ. Распределим их по секциям следующим образом. От первой секции шин будут отходить фидера 2, 4, 3 с суммарной нагрузкой 3100 кВА, от второй секции шин будут отходить фидера 5, 1, 6 с суммарной нагрузкой 3130 кВА. Таким образом по обеим секциям шин нагрузка распределяется равномерно.

Принципиальную электрическую схему питающей и распределительной сети с распределением нагрузок по секциям шин покажем на листе 1 графической части проекта.

1.5 Расчет мощности и предварительный выбор марки силовых трансформаторов районной трансформаторной подстанции

Суммарная установленная мощность трансформаторов должна удовлетворять условиям:

S_Т > S_maх / n_Т                                                                         (4)[7]

S_Т > S_maх / k_ав • (n_Т – n_откл)                                                     (5)[7]

где S_maх –    максимальная нагрузка, кВА

k_ав – допустимый коэффициент перегрузки трансформатора в аварийных случаях

n_Т – количество трансформаторов, шт

n_откл – количество отключенных трансформаторов, шт

S_Т > 6010 / 2 = 3005 (кВА)

S_Т > 6010 / 1,3• (2-1) = 4623,07 (кВА)   

Таким образом на РТП установим 2 трансформатора марки ТМН –6300/35.

Технические данные выбранного трансформатора 35 кВ покажем в таблице 4.

Таблица 4 – Технические данные трансформаторов 35 кВ

Расчёт потерь напряжения в распределительной сети и выбор сечения проводов распределительной сети с учетом потерь напряжения и регулирующих возможностей потребительских комплектных трансформаторных подстанций

Выбранные провода необходимо проверить по потере напряжения по условию

∆U_доп > ∆U_факт, В                                                                         (11)[3]

где ∆U_доп – допустимая потеря напряжения в линии, В.           

∆U_факт – фактическая потеря напряжения в линии, В.

Потери напряжения в проводах определяются по формуле:

∆U= 3•I_уч•l_уч•(r_ocosφ+x_osinφ), В                                               (12)[3]

где I_{уч –} ток на участке фидера, А

      l_{уч -} длина участка, км

  r_{o –} удельное активное сопротивление провода, Ом/км

      x_o – удельное индуктивное сопротивление провода, Ом/км

      cosφ=0,86 – коэффициент активной мощности

      sinφ=0,51 – коэффициент реактивной мощности

Результаты расчета сводим в таблицу 9.

Таблица 9 – Расчет потерь напряжения по ВЛ-10 кВ

Продолжение таблицы 9

Допустимая потеря напряжения для распределительной сети составляет 8% от номинального (840 В).

Потери напряжения в ВЛ-10 кВ не превышают допустимого значения по каждому фидеру.

Разработка схемы замещения питающей сети и районной трансформаторной подстанции. Окончательный выбор трансформаторов районной трансформаторной подстанции с учетом необходимого диапазона работы устройств регулирования под нагрузкой

Для провода воздушной линии 35 кВ:

- максимальная мощность нагрузки S_maх= 6010 кВА;

- минимальная мощность нагрузки S_min= 1960 кВА;

- номинальное напряжение U_ном=35 кВ;

- длина линии – lуч = 12 км.

Рисунок 3 – Схема замещения линия – трансформатор 35 кВ

Считая неизменными коэффициенты мощности cosj = 0,82 и sinj = 0,57 выразим нагрузки в комплексном виде:

В режиме максимальных нагрузок.

Активная нагрузка:

Р₁ = S_нагр  • cosφ, кВт                                                                    (13)[3]

где S_нагр  - расчетная нагрузка, кВА

 cosφ – коэффициент мощности

 Р₁ = 6010 • 0,82 = 4928,2 (кВт)

Реактивная нагрузка:

Q₁ = S_нагр • sinφ, кВАр                                                                (14)[3]

где S_нагр  - расчетная нагрузка, кВА

Продолжаем расчет:

Q₁ = 6010 • 0,57 = 3425,7 (кВАр)

S₁ = Р₁ + ј Q₁ = 4928,2 + ј 3425,7 (кВА)

Принимая неизменный cosφ, получим в режиме минимальных нагрузок:

Р₂ = 1960 • 0,82 = 1607,2 (кВт)

Q₂ = 1960 • 0,57 = 1117,2 (кВАр)

S₂ = Р₂ + ј Q₂ = 1607,2 + ј 1117,2 (кВА)

Определим потери мощности в трансформаторе.

Активные потери:

, кВт                                                               (15)[3]

где  Р₁, Q₁ – в режиме максимальных нагрузок

 U – напряжение на шинах ВН, кВ

 R_тр – активное сопротивление трансформатора, Ом

(кВт)

Реактивные потери:

, кВАр                                                        (16)[3]

где  Р₁, Q₁ – в режиме максимальных нагрузок

 Х_тр – реактивное сопротивление трансформатора, Ом

(кВАр)

Мощность, входящая на обмотку 35 кВ составит:

S_35-1 = Р₁ + ∆ Р_тр1 + ј (Q₁ + ∆ Q_тр1), кВА                               (17)[3]

где Р₁ Q₁ – активная (реактивная) нагрузка

 ∆ Р_тр1 ∆ Q_тр1 – активные (реактивные) потери мощности в трансформаторе

S_35-1 = 4928,2 + 43,1 + ј (3425,7 + 449,6) = 4971,3 + ј 3875,3 (кВА)

Мощность, поступающая в трансформатор в режиме максимальных нагрузок:

S_тр1 = Р_35-1 + ∆ Р_хх + ј (Q_35-1 + ∆ Q_хх), кВА                                 (18)[3]

где  Р_35-1Q_35-1 – активная (реактивная) мощность, входящая на обмотку 35 кВ

 ∆ Р_хх ∆ Q_хх – активные (реактивные) потери холостого хода

S_тр1 = 4971,3 +9,25+ ј (3875,3+57) = 4980,55 + ј 3932,3 (кВА)

Для линии 35 кВ активное сопротивление линии:

R_л=r₀•L, Ом                                                                           (19)[3]

Продолжаем расчет:

где  r₀ – удельное активное сопротивление, Ом/км

 L – длина линии, км

R_л = 0,249•12 = 2,99 (Ом)

Удельное индуктивное сопротивление линии:

Х_л=х₀•L, Ом                                                                          (20)[3]

где х₀ – удельное активное сопротивление, Ом/км

      L – длина линии, км

Продолжаем расчет:

Х_л =0,414•12= 4,97 (Ом)

Определяем зарядную мощность линии.

                                                               (21)[3]

где В – проводимость линии, См

      B=b_o•l₃₅, См

                   (22)[3]

Для всей линии получим

В=3,24•10^-6•12 =38,88•10^-6 (См)

Продолжаем расчет:

Q_В=38,88²•58,32•10^-6•10³=45,48(кВАр)

      Зарядную мощность прикладываем по концам схемы замещения линии поровну

(кВАр)

Мощность конца звена линии:

S^//_л1 = Р_тр1 + ј (Q_тр1 - Q _в1), кВА                                                  (23)[3]

Поясняем значения формулы:

где Р_тр1 Q_тр1 – активная (реактивная) нагрузка, входящая на обмотку 35 кВ

Q _в1 – зарядная мощность, кВАр

S^//_л1 = 4980,55 + ј (3932,3 - 45,48) = 4980,55 + ј 3977,7 (кВА)

Потери мощности в линии:

∆ S_л1= ((Р^//2_л1 + Q^//2_л1)/U²)•R_л•10 ^-3 + ј((Р^//2_л1 + Q^//2_л1)/U²)•Х_л•10 ^-3, кВА (24)[3]

где   Р^//_л1 Q^//_л1 – активная (реактивная) мощность конца звена линии

 U – напряжение на шинах ВН, кВ

R_л – активное сопротивление линии, Ом

Х _л – реактивное сопротивление линии, Ом

∆ S_л1=((4980,55²+3977,7²)/34,2²)•2,99•10^-3+ј((4980,55²+3977,7²)/34,2²)•4,97•10^-3 = 2,7 + ј 1,5 (кВА)

Продолжаем расчет:

Мощность начала звена линии:

S ^/_л1 = 4980,55 + 2,7 + ј (3977,7 + 1,5) = 4983,25 + ј 3979,2 (кВА)

Мощность, поступающая в линию из системы:

S _с1 =4983,25 + ј (3979,2 + 22,74) = 4983,25 + ј 4001,9 (кВА)

= 6391,2 (кВА)

cos φ₁ = 4983,25/6391,2 = 0,77

КПД электропередачи 35 кВ рассчитывается как отношение мощности на выходе к активной мощности поступающей в систему:

=77,9 %

Аналогичный расчет проведем для режима минимальных нагрузок:

 (кВт)

(кВАр)

S_35-2 =1607,2 + 1,49 + ј (1117,2 + 15,6) =1608,69 + ј 1132,8 (кВА)

S_тр2 = 1608,69 + 9,25 +ј (1132,8 + 57) = 1617,94 + ј 1189,8 (кВА)

S^//_л2 = 1617,94 + ј (1189,8 – 45,48) = 1617,94 + ј 1235,2 (кВА)

∆S_л2=((1617,99²+1235,2²)/37,5²)•2,99•10^-3+ј((1617,99²+1235,2²)/37,5²)•4,97•10^-3= 0,2+ ј 0,3 (кВА)

Продолжаем расчет:

S ^/_л2 = 1617,99 + 0,2 + ј (1235,2 + 0,3) = 1618,14 + ј 1235,5 (кВА)

S _с2 = 1618,14 + ј (1235,5 +22,74) = 1618,14 + ј 1258,2 (кВА)

= 2049,79 (кВА)

cos φ₂  = 1618,14/2049,79 = 0,78

= 78,4 %

При расчете падения напряжения в линии мы учитываем только продольную составляющую. Поперечная составляющая учитывается при расчете ВЛ-220 кВ и выше.

   ΔU = ,кВ                                                                        (25)[3]    

где Р – активная нагрузка, кВт;

Q – реактивная нагрузка, квар;

U – номинальное напряжение, кВ;

R – активное сопротивление линии, Ом;

X – индуктивное сопротивление линии, Ом.

ΔU_макс = = 0,908 (кВ)       

ΔU_мин = = 0,271 (кВ) 

Для регулирования напряжения на РТП используется устройство регулирования под нагрузкой (РПН), включенное со стороны высокого напряжения на трансформаторе ТМН-6300/35. 

Пределы регулирования напряжения составляют ± 8 х 1,5 % номинального напряжения.

Расчет проведем для максимального и минимального режимов.

В режиме максимальных нагрузок напряжение источника питания – 34,2 кВ, на шинах ВН ПС величина напряжения с учетом потерь ВЛ – 35 кВ:

U_{В мах} = 34,2 – 0,9 = 33,3 (кВ)

В режиме минимальных нагрузок напряжение источника питания – 37,5 кВ, на шинах ВН ПС величина напряжения с учетом потерь ВЛ – 35 кВ:

U_{В мin} = 37,5 – 0,27 = 37,23 (кВ)

Расчет представим в таблице 10.

Потери напряжения в трансформаторе:

                                                     (26)[3]

где  Р – активная нагрузка, кВт

Q – реактивная нагрузка, кВар

R – активное сопротивление трансформатора, Ом

X – индуктивное сопротивление трансформатора, Ом

U_ВН – напряжение на шинах ВН, кВ

Приведение напряжения стороны НН:

U_HH = U_BH - DU_T, кВ                                                                   (27)[3]

где U_BH – напряжение на шинах ВН, кВ

DU_T – потери напряжения в трансформаторе, кВ

Номер отпайки РПН:

                                                                              (28)[3]

где U_НH – приведенное напряжение стороны НН, кВ

U_Н – номинальное напряжение, кВ

Коэффициент трансформации:

                                                             (29)[3]

Поясняем значения формулы:

где U_НH – номинальное напряжение стороны НН = 10,5 кВ

N – номер стороны РПН

DU_СТ – ступень регулировки

Действительное напряжение на шинах НН:

                                                                                (30)[3]

где U_НH – приведенное напряжение стороны НН, кВ

К_Т – коэффициент трансформации

Отклонение напряжения:

                                                                 (31)[3]

где U_Н – действительное напряжение НН, кВ

U_НH – напряжение стороны НН = 10,5 кВ

Таблица 10 – Выбор ответвлений трансформаторов

И распределительной сети

Провода воздушных линий электропередач испытывают различные постоянно действующие механические нагрузки, связанные с собственным весом провода, снеговыми и гололедными отложениями, ветровыми и др. Целью механического расчета является определение максимальных механических нагрузок и напряжений в проводах, которые могут возникать при выбранном пролете в заданных условиях, а так же максимальной стрелы провеса провода в пролете.

Механический расчет проведем для одного провода ВЛ-10 кВ – АС-50/8 и для провода ВЛ-35 кВ – АС-120/19.

Для проведения расчета выписываем механические характеристики проводов по ГОСТ 839-80.

Таблица 11 – Механические характеристики проводов

Проведем механический расчет для провода АС-50/8 в следующем порядке.

Нагрузка от собственной массы провода по формуле:

                                                                     (32)[3]

где g=9,81 м/с² ускорение свободного падения;

      G₀ – масса 1 м провода, кг

F_расч – расчетное (действительное) сечение всего провода, мм²

Удельная нагрузка от массы гололеда на проводах:

                                                   (33)[3]

где  b – толщина стенки гололеда, 20 мм

Суммарная нагрузка от массы провода и гололеда:

                            (34)[3]

Нагрузка от давления ветра на провод без гололеда по формуле:

                                                               (35)[3]

где  α – коэффициент учитывающий неравномерность скорости ветра, при Q=300 Па составляет 1, при Q=400 Па составляет 0,85, при Q=500 Па составляет 0,75;

       с_х – коэффициент аэродинамического сопротивления провода: 1,1 для проводов диаметром 20 мм и более; 1,2 – для проводов диаметром до 20 мм;

      Q – напор ветра, 650 Н/м²

d – диаметр провода, мм

Провод с гололедом:

Результирующие нагрузки:

Продолжаем расчет:

                   (36)[3]

                      (37)[3]

Рассчитаем длину критического пролета:

Принимаем длину пролета в линии 10 кВ – L_пр= 60 м.

Так как принятый пролет больше критического пролета, то напряжение в проводе, равное принятому σ_доп, будет наблюдаться при температуре -5⁰С и гололеде с ветром, а не при температуре -40⁰С. При всех других условиях напряжение в проводе АС-50/8 для рассматриваемых условий будет получаться меньше допустимого.

Определим стрелу провеса провода в пролете по формуле:

                                                                           (38)[3]

где L – принятая длина пролета, м;

       γ_х – удельная нагрузка расчетного режима, МПа;

       σ₀ – напряжение разрыва провода в расчетном режиме, МПа

За расчетный режим принимаем два случая:

1. Наличие гололеда на проводах.

2. Максимальная температура +40ºС

Напряжение при температуре -5ºС найдем из уравнения состояния провода в пролете по формуле 8.19 [5]

Решая методом подбора получим =75 (МПА)

При максимальной температуре +40ºС получим

     = 8 (МПА)

(м)

Стрела провеса в допустимых пределах.

Расчет для провода АС-120 проводим аналогично, результаты расчета сведем в таблицу 12.

Таблица 12 – Механический расчет проводов

СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Выполненный дипломный проект расчета сети соответствует правилам техники безопасности и правилам устройства электроустановок.

Участок сети состоит из районной подстанции 35/10 кВ и распределительной сети 10 кВ. Районная подстанция тупиковая, с выключателями, двухтрансформаторная с трансформаторами ТМН-6300/35 выполнена по упрощенной схеме по типовому проекту. Подстанция запитана от энергосистемы воздушной линии 35 кВ, выполненной на унифицированных железобетонных двухцепных опорах проводом марки АС-120, длина линии 12 км.

Распределительная сеть 10 кВ спроектирована в виде семи фидеров и выполнена на типовых железобетонных опорах проводами марки АС-50/8, АС-70/11,АС-95/16,АС-120/19. Протяженность линии 10 кВ составляет 189,4 км.

Потребительские подстанции 10/0,4 кВ приняты в виде комплектных подстанций (КТП) с масляными трансформаторами марки ТМГ.

Мощность трансформаторов выбрана по заданным нагрузкам.

Обслуживание спроектированной сети принимаем по системе планово-предупредительного ремонта, которая обеспечивает поддержание сети в рабочем состоянии. Для планового обслуживания составляются графики проведения работ на месяц и на год.

Общая сумма стоимости проекта составляет 8362870060860 руб.

ПРИЛОЖЕНИЕ А

30.01.2013                                                                                  № 31-ЦА

Москва

Об утверждении Руководства «Сборник укрупненных показателей стоимости строительства (реконструкции) подстанций и линий электропередачи
для нужд ОАО «МРСК Центра»

В целях упорядочивания процесса ценообразования, для обеспечения соответствия укрупненных стоимостных показателей линий электропередачи и подстанций современным проектным решениям, новым технологиям строительного производства, современному уровню цен на оборудование, конструкции и материалы, применяемые при строительстве эле

1234567Следующая ⇒

Поделиться:

Познавательные статьи:



Где возникла философия и почему?

Относительная высота сжатой зоны бетона

Сущность проекции Гаусса-Крюгера и использование ее в геодезии

Тарифы на перевозку пассажиров