240-1890 (Электрические сети энергетических систем)

Министерство топлива и энергетики России.

Екатеринбургский энергетический техникум

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по предмету “Электрические сети энергетических систем”

Тема: Электрическая сеть 110 кВ

КП 2102 С-514-Э

Разработал:

Угренев С.Е.

Руководил:

Телегина И.А.

1999г.

Оценка

Пояснительная записка.

КП 2102 С-514-Э

СОДЕРЖАНИЕ:

стр.

Введение

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 500 кВ).

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.

П.С.1

Sном т.=31.1 0.7=21.77

П.С.2

Sном т.=13.3 0.7=9.31

П .С.3

S мах п.т.=(18+10)²+(8.7+4.8)²=31.1МВА

Sном.т.=31.1 0.7=21.77

1.2 Выбор количества и мощности трансформаторов на подстанции:

на ПС1-2 2^хобмоточных трансформатора ТРДН25000/110/10

на ПС2-2 2^хобмоточных трансформатора ТДН10000/110/10

на ПС3-2 3^хобмоточных 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 (0,65 0,7)S_max.ПС

По справочнику[6,стр109-111] выбирается ближайший по мощности трансформатор.

Для трех обмоточного трансформатора

S _max.ПС=(Pн+Рс)²+(Qн+Qc)² (4)

1.3.Проверяем правильно ли выбраны трансформаторы по

коэффициенту загрузки при нормальном и послеаворийном

режиме по формулам:

К_з=(S_max.ПС100%)/(2S_{nom.тр(спр)}) в нормальном режиме (5)

К_з=(S_max.ПС100%)/S_{nom.тр(спр)} в послеаворийном режиме (6)

Для нормального режима: К_з 100%

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 140%

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.

1.4. Определяем параметры трансформаторов по справочнику [6,стр109-111] :

Таблица 3

1. 1.5.Расчет приведенных нагрузок подстанции в МВА.

Подстанция 1

28.16+j15.52 28.11+j15.19 1.53+j29.18