Электрическая сеть района системы 110 кВ

Изм

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Электрическая сеть района системы 110кВ

Литера

Лист

Листов

Разраб.

Демченко В.

Руковод.

Озина Н.В.

НЭТ

1. ВВЕДЕНИЕ.

Основные концептуальные подходы к реконструкции и техническому перевооружению электрических сетей и проект программы технического перевооружения электрических сетей РАО ЕЭС России на 2001-2005 гг. были рассмотрены на совместном заседании НТС РАО ЕЭС России и НС Российской академии наук по проблемам надежности и безопасности больших систем энергетики 2 ноября 2000 г. в Пятигорске.

Определены проблемные, требующие глубокой научно-технической проработки основополагающие задачи технического перевооружения и реконструкции электрических сетей на длительную перспективу направленные на:

· Повышение гибкости и управляемости ЕЭС России

· Обеспечение высокой надежности работы электрических сетей

· Обновление устаревшего действующего парка основного и вспомогательного силового оборудования ВЛ и подстанций

· Исследование эксплуатационного ресурса электротехнического оборудования, конструкций и сооружений (в том числе проводов, изоляции, металлических и железобетонных опор) ВЛ

· Оптимизацию первичных системообразующих и распределительных подстанций

· Придание качественно нового уровня электрическим сетям в процессе их технического перевооружения и реконструкции

· Минимизацию коммерческих и технологических потерь в электрических сетях

· Обеспечение безопасности и экологической приемлемости электрических сетей

Энергосистемам, предприятиям городских электрических сетей и сетей сельскохозяйственного назначения рекомендовано учитывать в проектах разработанные РОСЭП принципы и требования, высокий технический уровень распределительных сетей нового поколения.

Включить в концепцию технического перевооружения и реконструкции ВЛ напряжением 110 кВ и выше раздел по кабельным сетям. Рассмотреть в нем перспективы применения новых типов кабелей с синтетической изоляцией. Распространить концепцию на период 15-20 лет. Расширить перечень содержащихся в ней технических рекомендаций, включив в концепцию перспективные технологии и оборудование:

· Дискретно управляемые реакторные группы для компенсации зарядной мощности линий электропередачи

· Сверхпроводимое оборудование: кабели, ограничители токов короткого замыкания, индуктивные накопители электроэнергии (СПИН)

· Многофункциональные коммутационные аппараты и нелинейные ограничители перенапряжений (ОПН)

· Синхронизированные управляемые выключатели

· Внедрение на ВЛ напряжением 220-750 кВ улучшенной системы подвески проводов для больших переходов, применение многорезонансных гасителей вибрации, использование полимерных изоляторов нового поколения и грозозащитных тросов типа "алюмовед"

· Подмагничивание магнитопроводов в сетях 110 кВ и выше от тиристорных преобразователей

· Применение полностью управляемых преобразователей или асинхронизированных синхронных компенсаторов

· Освоение технологии векторного управления режимами электроэнергетических систем

Рекомендовано разработать в рамках концепции научно-техническую программу создания и освоения новых электросетевых технологий и оборудования с учетом определенных основополагающих задач технического перевооружения и реконструкцию электрических сетей на длительную перспективу.

Предложено более подробно проработать инвестиционные механизмы реализации программ технического перевооружения и реконструкции электрических сетей, учесть при этом недопустимость нецелевого использования амортизационных отчислений в электрических сетях; предусмотреть переоценку соответствующих основных фондов, внесение инвестиционной составляющей в тариф и использование прибыли для целей технического перевооружения и реконструкции электрических сетей.

2. ВЫБОР ТИПА, ЧИСЛА И МОЩНОСТИ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ.

Так как на всех подстанциях в составе нагрузки имеются потребители 1 категории, как правило, предусматривают установку двух трансформаторов. Меньшее количество недопустимо по условию надежности электроснабжения, а большее может быть целесообразным лишь при большом различии нагрузок в часы максимума и минимума и эта целесообразность должна быть доказана технико-экономическим сравнением. Тогда при установке на каждой из подстанций двух трансформаторов мощность каждого из них должна соответствовать условию:

Sном(0,65-0,7)×S

где S – общая нагрузка подстанции на трансформаторы.

ПС1: Sном(0,65-0,7)Р/cosj=(0,65÷0,7)×12/0,87=(9-9,7) МВА

ПС2: Sном(0,65-0,7)Р/cosj=(0,65÷0,7)×20/0,87=(15-16) МВА

ПС3: Sном(0,65-0,7)Р/cosj=(0,65÷0,7)×57,4/0,87=(42,9-46) МВА

ПС4: Sном(0,65-0,7)Р/cosj=(0,65÷0,7)×32,1/0,87=(24-25,8) МВА

Предусматриваем к установке трансформаторы с регулированием напряжения под нагрузкой с РПН в нейтрали 16%; 9 ступеней, дающее возможность регулировать напряжение в течение суток, с паспортными величинами которые заносим в таблицу 2.1.

Таблица 2.1

ПС

Тип трансформатора

Snom МВА

Сочетание напряжений

Рхх МВт

Ркз МВт

uk%

Ixx%

Rт Ом

Хт Ом

ВН

НН

ТДН-10000/110

115

0,014

0,06

10,5

0,9

7,935

138,863

ТДН-16000/110

115

0,021

0,09

10,5

0,8

4,649

86,789

ТРДН-40000/110

115

10,5

0,042

0,16

10,5

0,7

1,323

34,716

ТРДН-25000/110

115

10,5

0,025

0,12

10,5

0,75

2,539

55,545

[2, с.377, П.3-2]

RТ и ХТ – приведенные сопротивления к высшей стороне трансформатора, которые определены по формулам:

[2, с.239, ф.11-2] [2, с.240, ф.11-5]

RТ1 = 0,06×1152/102 = 7,935 Ом ХТ1 = 10,5×1152/100×10 = 138,863 Ом

RТ2 = 0,09×1152/162 = 4,649 Ом ХТ2 = 10,5×1152/100×16 = 86,789 Ом

RТ3 = 0,16×1152/402 = 1,323 Ом ХТ3 = 10,5×1152/100×40 = 34,716 Ом

RТ4 = 0,12×1152/252 = 2,539 Ом ХТ4 = 10,5×1152/100×25 = 55,545 Ом

3. ПРИВЕДЕНИЕ НАГРУЗОК К ВЫСШЕЙ СТОРОНЕ ТРАНСФОРМАТОРОВ В МИНИМАЛЬНОМ И МАКСИМАЛЬНОМ РЕЖИМАХ РАБОТЫ.

3.1. Максимальный режим.

Нагрузка на низшей стороне заданна активной мощностью и задан cosj.

Тогда S = P/cosj;

Q1 = Мвар

Q2 = Мвар

Q3 = Мвар

Q4 = Мвар

Определяем потери мощности в обмотках трансформаторов, с учетом того, что нагрузка распределяется одинаково на два трансформатора.

[2, с.247, ф.11-9,11-10]

Sm1=0,06×(13,793/10)2/2+j10,5×13,7932/(200×10) = 0,057+j0,999 МВА

Sm2=0,09×(22,989/16)2/2+j10,5×22,9892/(200×16) = 0,093+j1,734 МВА

Sm3=0,16×(65,977/40)2/2+j10,5×65,9772/(200×40) = 0,218+j5,713 МВА

Sm4=0,12×(36,897/25)2/2+j10,5×36,8972/(200×25) = 0,057+j0,999 МВА

Определяем приведенную мощность без учета потерь холостого хода

S`пр=S+DSm

S`пр1=(12+j6,801)+(0,057+j0,999)=(12,057+j7,8) МВА

S`пр2=(20+j11,335)+(0,093+j1,734)=(20,093+j13,069) МВА

S`пр3=(57,4+j32,53)+(0,218+j5,713)=(57,618+j38,243) МВА

S`пр4=(32,1+j18,192)+(0,057+j0,999)=(32,231+j21,051) МВА

Определяем потери мощности на холостом ходу

[2, с.246, ф.11-7]

DS1 = 2×0,014+j(2×09×10/100) = (0,028+j0,18) МВА

DS2 = 2×0,021+j(2×0,8×16/100) = (0,042+j0,256) МВА

DS3 = 2×0,042+j(2×0,7×40/100) = (0,084+j0,56) МВА

DS4 = 2×0,025+j(2×0,75×25/100) = (0,05+j0,375) МВА

Определяем мощность, приведенную к высшей стороне трансформатора

Sпр=S`пр+Sхх

Sпр1 = (12,057+j7,8)+(0,028+j0,18) = (51.54+j35.59) МВА

Sпр2 = (20,093+j13,069)+(0,042+j0,256) = (47.95+j32.93) МВА

Sпр3 = (57,618+j38,243)+(0,084+j0,56) = (19.53+j13.54) МВА

Sпр4 = (32,231+j21,051)+(0,05+j0,375) = (36+j24.54) МВА

3.2. Минимальный режим.

Активная нагрузка на низшей стороне в минимальном режиме определяется как 70% нагрузки в максимальном режиме.

Р = РМАКС×70/100

Р1 = 12×70/100 = 8,4 МВА

Р2 = 20×70/100 = 14 МВА

Р3 = 57,4×70/100 = 40,18 МВА

Р4 = 32,1×70/100 = 22,47 МВА

Нагрузка на низшей стороне заданна активной мощностью и задан cosj.

Тогда S = P/cosj;

Q1 = Мвар

Q2 = Мвар

Q3 = Мвар

Q4 = Мвар

[2, с.247, ф.11-9,11-10]

Sm1=0,06×(10,12/10)2/2+j10,5×10,122/(200×10) = 0,031+j0,538 МВА

Sm2=0,09×(16,867/16)2/2+j10,5×16,8672/(200×16) = 0,050+j0,934 МВА

Sm3=0,16×(48,41/40)2/2+j10,5×48,412/(200×40) = 0,117+j3,076 МВА

Sm4=0,12×(27,072/25)2/2+j10,5×27,0722/(200×25) = 0,070+j1,539 МВА

Определяем приведенную мощность без учета потерь холостого хода

S`пр=S+DSm

S`пр1=(8,4+j5,645)+j(0,031+j0,538)=(8,431+j6,183) МВА

S`пр2=(14+j9,408)+j(0,050+j0,934)=(14,05+j10,342) МВА

S`пр3=(40,18+j27,001)+j(0,117+j3,076)=(40,297+j30,077) МВА

S`пр4=(22,47+j15,1)+j(0,070+j1,539)=(22,54+j16,639) МВА

Определяем потери мощности на холостом ходу

[2, с.246, ф.11-7]

DS1 = 2×0,014+j(2×09×10/100) = (0,028+j0,18) МВА

DS2 = 2×0,021+j(2×0,8×16/100) = (0,042+j0,256) МВА

DS3 = 2×0,042+j(2×0,7×40/100) = (0,084+j0,56) МВА

DS4 = 2×0,025+j(2×0,75×25/100) = (0,05+j0,375) МВА

Определяем мощность, приведенную к высшей стороне

Sпр=S`пр+Sхх

Sпр1 = (8,431+j6,183)+j(0,028+j0,18) = (8,459+j6,363) МВА

Sпр2 = (14,05+j10,342)+j(0,042+j0,256) = (14,092+j10,598) МВА

Sпр3 = (40,297+j30,077)+j(0,084+j0,56) = (40,381+j30,637) МВА

Sпр4 = (22,54+j16,639)+j(0,05+j0,375) = (22,590+j17,014) МВА

Результаты расчетов сводим в таблицу 3.1.

Таблица 3.1.

ПС

Тип трансформатора

кол-во

DPm

DQm

P'пр

Q'пр

DPxx

DQxx

Pпр

Qпр

МВт

Мвар

МВт

Мвар

МВт

Мвар

МВт

Мвар

МВт

Мвар

ТДН-10000/110

Максимальный режим работы сети

6,801

0,057

0,999

12,057

7,800

0,028

0,18

12,085

7,980

ТДН-16000/110

11,335

0,093

1,734

20,093

13,069

0,042

0,256

20,135

13,325

ТРДН-40000/110

57,4

32,530

0,218

5,713

57,618

38,243

0,084

0,56

57,702

38,803

ТРДН-25000/110

32,1

18,192

0,131

2,859

32,231

21,051

0,05

0,375

32,281

21,426

ТДН-10000/110

Минимальный режим работы сети

8,4

5,645

0,031

0,538

8,431

6,183

0,028

0,18

8,459

6,363

ТДН-16000/110

9,408

0,050

0,934

14,050

10,342

0,042

0,256

14,092

10,598

ТРДН-40000/110

40,18

27,001

0,117

3,076

40,297

30,077

0,084

0,56

40,381

30,637

ТРДН-25000/110

22,47

15,100

0,070

Страницы: 1, 2, 3, 4

МЕНЮ

Электрическая сеть района системы 110 кВ

Электрическая сеть района системы 110кВ

Литера

Лист

Листов

НЭТ

Определяем потери мощности на холостом ходу

Определяем мощность, приведенную к высшей стороне трансформатора

Определяем потери мощности на холостом ходу

Определяем мощность, приведенную к высшей стороне

ИНТЕРЕСНОЕ