Скачать работу - Электрические сети энергетических системВведение 1.Выбор типа и мощности силовых трансформаторов 2. Составление вариантов схем электрической сети и расчет двух из них при максимальных нагрузках 3. Технико-экономические сравнение двух выбранных вариантов сети 4.Окончательный расчет оптимального варианта схемы проектируемой электрической сети 5.Определение напряжения на шинах подстанции 6.Список литературы
ВВЕДЕНИЕ Системообразующая сеть ЕЭС России сформирована электрическими сетями напряжения 220-1150 кВ от Байкала до Калининграда, общей протяженностью более 148 тыс. км.
Наличие протяженной единой энергетической системы позволяет использовать максимумов нагрузки по часовым поясам суммарным эффектом до 8 млн.кВт.
Развитие системообразующей сети должно осуществляться с использованием двух систем номинальных напряжений 110-220-500-1150 кВ на большей части территории России и 110-330-750 кВ в западной части ОЭС Центра и ОЭС Северо-Запада. В период до 2010г. на большей части Европейской территории России , включая Северный Кавказ , в Сибири и на Дальнем Востоке станет развиваться сложная многокольцевая сеть напряжением 500 кВ. В западных районах для выдачи мощности АЭС заканчивается формирование линий 750 кВ. В 1995 году в энергосистемах России напряжением 110 кВ и выше эксплуатировалось около 440 тыс. км ВЛ и почти 530 млн.кВА общей трансформаторной мощности. Для передачи избытков мощности из восточной части ОЭС Сибири в западные энергосистемы и через Казахстан на Южный Урал завершается строительство ВЛ 1150 кВ Итат-Барноул . Ее включение увеличит пропускную способность электромагистрали в отдельных сечениях на 800 МВт. Для создания связи между восточной и европейской частями ЕЭС России после 2000г. намечается сооружения ВЛ-1150 кВ Сибирь-Урал , которая пройдет по территории России. Тем не менее пропускная способность сети все еще не достаточна. В перспективе будут развиваться связи ЕЭС России с энергосистемами зарубежных стран по следующим направлениям: 1. Увеличение экспортных поставок электроэнергии в Финляндию (2 х цепная ВЛ-330 кВ и ВЛ-400 кВ). 2. Экспорт мощности и электроэнергии в Германию( линия постоянного тока 4000 МВт на 
3. Увеличение экспортных поставок электроэнергии из Росси в страны восточной Европы через Украину. 4. Экспорт электроэнергии из восточных регионов и Сибири в Китай. 5. Экспорт мощности и электроэнергии из Калининградской энергосистемы в Белорусию , Польшу , Германию . Новые тенденции: в перспективной структуре электропотребления будут определяться в первую очередь изменением соотношения между долей промышленного и коммунально-бытового электропотребления. На производство единицы сопоставимой продукции большинство российских заводов затрачивают в 2-3 раза больше энергии и топлива, чем их зарубежные конкуренты.
Причины: 1.Изношенное оборудование многих предприятий. 2.Низкий научно-технический уровень промышленности, особенно в части энергосберегающих технологий. 3.Реконструкция энергооборудования должна сочетать демонтаж устаревшего оборудования, замену его новым более экономичным и экологически чистым, и продление сроков службы оборудования высокого давления путем замены выработавших свой ресурс узлов и деталей.
Серьезная проблема для всех стран СНГ - старение оборудования электростанций и электрических сетей. Более 60% оборудования эксплуатируется свыше 15 лет, в том числе более 40% свыше 25 лет. Срок службы части электрических сетей превышает 30 лет. [ 5 , стр . 6-7 ] 1.ВЫБОР ТИПА И МОЩНОСТИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ 1.1. Составление баланса мощности по ПС Для составления баланса мощности необходимо определить нагрузки ПС на шинах низкого и среднего напряжения. S=P/cos 
(1) Q= 
(2) W=P max T max (3) Результаты расчетов сводим в таблицу 1. Таблица 1.
| ПС | шины | P max МВт | Q max МВар | S max МВА | T max час | cos  | W МВт ч |
| 1 | НН10кВ | 28 | 13,6 | 31,1 | 5700 | 0,9 | 159600 |
| 2 | НН35кВ | 12 | 5,7 | 13,3 | 4700 | 0,9 | 56400 |
| 3 | СН35кВ | 18 | 8,7 | 20 | 3500 | 0,9 | 63000 |
| | НН10Кв | 10 | 4,8 | 11,1 | 3500 | 0,9 | 35000 |
| | | | | | | | | | |
П.С.1 S ном т. =31.1 0.7=21.77 П.С.2 S ном т .=13.3 0.7=9.31
П.С.3
S мах п.т. = (18+10) 2 +(8.7+4.8) 2 =31.1 МВА S ном.т. =31.1 0.7=21.77 1.2 Выбор количества и мощности трансформаторов на подстанции: на ПС1-2 2 х обмоточных трансформатора ТРДН25000/110/10 на ПС2-2 2 х обмоточных трансформатора ТДН10000/110/10 на ПС3 - 2 3 х обмоточных трансформатора ТДТН 25000/110/35/10 т.к. есть потребители I и II категории. При установке 2 х трансформаторов мощность каждого трансформатора выбирается порядка 70% от максимальной нагрузки ПС S nom.тр
max.ПС По справочнику[6,стр109-111] выбирается ближайший по мощности трансформатор. Для трех обмоточного трансформатора
S max.ПС = (P н+Рс ) 2 +(Q н+ Qc) 2 (4) 1.3.Проверяем правильно ли выбраны трансформаторы по коэффициенту загрузки при нормальном и послеаворийном режиме по формулам: К з =(S max.ПС 100%)/(2S nom.тр(спр) ) в нормальном режиме (5) К з =(S max.ПС 100%)/S nom.тр(спр) в послеаворийном режиме (6) Для нормального режима: К з
К з(ПС1) =(31.1 100%)/(2 25)=62.2% К з(ПС2) =(13.3 100)/(2 10)=66.5% K з ( ПС ) =(31.1 100)/(2 25)=62.2% Для послеаворийного режима: К з
К з(ПС1) =(31.1 100)/25= 124.4 % К з(ПС2) =(13.3 100)/10=133% K з ( ПС ) =(31.1 100)/25=124.4% Условие выполняется , значит трансформаторы выбраны правильно.
Заносим данные трансформатора в таблицу 2. Таблица 2.
| ПС | Категории потреблен. | S max МВА | Число тр-ров | S nom.тр-ров МВА | Коэффициент загрузки |
| норм. режим | послеавор. режим |
| 1 | I,II,III | 31.1 | 2 | 25 | 62.2 | 124.4 |
| 2 | I,II,III | 13.3 | 2 | 10 | 66.5 | 133 |
| 3 | I,II,III | 31.1 | 2 | 25 | 62.2 | 124.4 |
| | | | | | | | | |
1.4. Определяем параметры трансформаторов по справочнику [6,стр109-111] : Таблица 3
| ПС | Тип трансформатора | Справочные данные | Расчетные данные |
| U nom кВ |  хх | R ; Ом | X ; Ом | хх |
| ВН | СН | НН | кВт | ВН | СН | НН | ВН | СН | НН | кВар |
| 1 | ТРДН 25000/110/10 | 115 | - | 10.5 | 25 | 3,06 | - | - | 58.36 | - | - | 175 |
| 2 | ТДН 10000/110/35 | 115 | - | 11 | 14 | 7,9 | - | - | 136.5 | - | - | 70 |
| | ТДТН 25000/110/35/10 | 115 | 38,5 | 11,0 | 28,5 | 1.5 | 1.5 | 1.5 | 59.7 | 0 | 37.5 | 175 |
3 4 1.5.Расчет приведенных нагрузок подстанции в МВА. 5 Подстанция 1 28.16+j15.52 28.11+j15.19 1.53+j29.18
0.05+j0.33 0.11+j2.13 28+j13.6
;(7) D S об.н =28 2 +13.6 2 / 115 2 (1.53+j29.18)= 0.11+j2.13 S / =S+ D S об. =28+j13.6+0.11+j2.13=28.11+j15.19 S пр =S / +S хх ; =28.11+j15.19+0.05+j0.33=28.16+j15.52
Подстанция 2 12.138+j6.1 12.11+j5.96 3,95+J69.5
0.028+j0.18 0.11+j2.13 12+j5.7 D So б.н =12 2 +5.7 2 / 115 2 (8.38+j68.25)=0.11+j0.89 S / =S+ D S об.н =12+j5.7+0.11+j0.89=12.11+j5.96 S пр =S / +S хх =12.11+j5.96+0.028+j0.14=12.138+j6.1
Подстанция 3 18.023+j8.7 0.75+j0
18+J8.7
28.169+j16.198 28.079+j15.748 0.75+j29.85 28.029+j13.6
0.023+j0
0.09+j0.45 0.05+j2.08 10.0+j4.97 10+J405 0.006+J0.168 D S об.н =10 2 +4.8 2 /115 2 (0.75+j18.75)=0.006+j0.168 D S об.с =18 2 +8.7 2 /115 2 (0.75+j0)=0.023+j0
S / н =S н + D S об.н =10+j4.8+0.006+j0.168=10.006+j4.968 S / c =S c + D S об.с =18+j8.7+0.023+j0=18.023+j8.7 S в =S / с +S / н =18.023+j8.7+10.006+j4.968=28.029+j13.668 D S об.в =28.029 2 +13.668 2 /115 2 (0.75+j29.85)=0.05+j2.08 S / в =S в + D S об.в =28.029+j13.668+0.05+j2.08=28.079+j15.748 S=S / в + D S хх =28,079+j15.748+0.09+j0.45=28.169+j16.198 2.СОСТАВЛЕНИЕ ВАРИАНТОВ СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ И РАСЧЁТ ДВУХ ИЗ НИХ ПРИ МАКСИМАЛЬНЫХ НАГРУЗКАХ 2,1 Составление вариантов схем сети.
N Конфигурация схемы длинна длинна кол-во выключатрассы провода телей на высоком
км. км. напряжении. А-2
1-3
2-3
1 156 156 3-3
Итого 11
А-6
1-2
2 2-2
151 302 3-2 Итого 12
А-4
3 1-2
2-2
3-2
121 242 Итого 10
А-4 1-2
4 2-2
186 224 3-2 Итого 12
По количеству выключателей, длине трассы, длине провода выбираем варианты 1и3. 2.СОСТОВЛЕНИЕ ВАРИАНТОВ СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ И РАСЧЕТ ДВУХ ИЗ НИХ ПРИ МАКСИМАЛЬНЫХ НАГРУЗКАХ 2.1.Состовление вариантов схем сети.
Таблица 4
| N варианта | Конфигурация схемы | длинна трассы км | длинна провода км | Количество выключателей на вы-соком напряжении |
| 1 | 1 2 А | 170 | 170 | ПС А+ПС1+ПС2 2+3+3=8 |
| 2 | 1 А 2 | 95 | 190 | 2+2+2=6 |
 3 | 1 А 2 | 120 | 240 | 2+2+2=6 |
| 4 | | | | |
По количеству выключателей , длине трассы и длине провода выберем более экономичные варианты 1 и 4 . Вариант N1.
1 S пр =28.16+j15.52 А 2
S пр =12.138+j6.1
3
. S пр =28.169+j16.198 Превращаем кольцевую сеть в линию с двухсторонним питанием. А А 1
38 км 37км 35км 46км
28+ j15.52 12.138+j6.1 28.169+j16.198
S A =[(28,16+ j15.52 )118+(12.138+j6.1)81+(28.169+j16.198)46]/156= =5601.832+j3070.568/156=35.9+j19.7 S A / =(28.16+j15.52)38+(12.138+j6.1)75+(28.169+J16.198)110= =5078.99+j2829.04/156=32.6+j18.1 Делаем проверку S A +S A / =
(9) 68.5+j37.8=68.5+j37.8 Находим мощности на каждом участке и точку токораспредиления. А A / 35.9+j19.7 1 7.74+j4.18 2 4.43+j1.9 3. 32.6+j18.1
28.16+j15.52 12.14+j6.1 28.17+j16.2 Подсчитываем токи на каждом участке и выберем сечение по экономической плотности тока. Для кольцевой сети находим Т ср .
T cp =28.16 * 5700+12.14 * 4700+28.17 * 3500/28.16+12.14+28.17=4617.57 ч.
Участок 3-2 I max = 
(11)
Imax= 4.43 2 +1.9 2 / 3 * 110 * 10 3 =25 А Участок 2-1
I max2-1 = 7.74 2 +4.18 2 / 3 * 110 * 10 3 =46 А Участок А-1
I maxA-1 = 35.9 2 +19.7 2 / 3 * 110 * 10 3 =214 А Участок А 1 -3
Imax= 32.6 2 +18.1 2 / 3 * 110 * 10 3 =196A Выбор сечения проводов методом экономических интервалов. I р = I мах * a i * a т Для участка А 1 -3 Ip=196 * 1.05 * 1=205.8A Для участка 3-2 Ip=25 * 1.05 * 1=26.25A Для участка 2-1 Ip=46 * 1.05 * 1=48.3A Для участка 1-А Ip=214 * 1.05 * 1=224.7 По карте для Северного Урала район II. Опоры – железобетон, линия одноцепная, район Сибири.
оценка аренды земельных участков в Орлеэкспертиза квартиры в новостройке в Брянскеоценка стоимости ресторана в Смоленске 
