Районные электрические сети

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

В данном курсовом проекте необходимо рассчитать районную электрическую сеть напряжением 110/220 кВ, осуществляющую электроснабжение трех потребителей от одного источника питания.

Районные электрические сети напряжением 110 кВ и выше служат для передачи электроэнергии от электростанций в районы потребления и для распределения ее между районными подстанциями, питающими местные сети. Конфигурация районных сетей зависит от взаимного расположения источников электроэнергии и приемных подстанций и от принятой системы обеспечения надежности (резервирования) электроснабжения.

Основная задача проектирования электрической сети состоит в разработке и технико-экономическом обосновании решений, обеспечивающих при наименьших затратах снабжение потребителей электрической энергией при соблюдении всех требований по надежности электроснабжения и качеству электроэнергии. Основные искомые параметры при проектировании энергосистем и электрических сетей - номинальное напряжение, сечение проводов ЛЭП, количество линий в ЛЭП, их пропускная способность, количество и мощности трансформаторов.

Электрическая энергия является наиболее универсальным видом энергии. Она очень просто и экономично может быть преобразована в другие виды энергии - тепловую, механическую, световую и т.д.

Электрические сети служат для передачи электроэнергии от электростанций и распределения ее между потребителями, а электроприемники представляют собой устройство, преобразующие электроэнергию в другие виды энергии.

Основным назначением электросетей является электроснабжение потребителей. Электрические сети служат для присоединения электроприемников (ЭП) и потребителей в целом к источникам питания.

Эта задача является достаточно сложной в связи с большим количеством ЭП и значительной территорией, на которой они расположены.

Часто источники энергии расположены на значительном расстоянии от крупных заводов, населенных пунктов и других центров потребления. Передача топлива может быть произведена по газопроводам и нефтепроводам, перевозка топлива, например, угля, может быть нерентабельной, более выгодным оказывается сооружение электростанций вблизи бассейна топлива и передача электроэнергии по линиям сети.

Развитие линий электропередачи обеспечивает объединение электростанций между собой и с потребителями, т.е. создание электроэнергетических систем.



1. Составление группы вариантов сооружения сети

1.1 Выбор схемы электроснабжения потребителей

Намеченные проектные варианты должны удовлетворять следующим требованиям: надежности, экономичности; удобства эксплуатации; качества энергии и возможности дальнейшего развития.

Зная активную мощность потребителей (приложение А), определяем реактивную и полную мощности нагрузок. Например, для потребителя 1 реактивная мощность составит:

(1.1)

Полная мощность нагрузки 1 составит

(1.2)

Аналогично определяем реактивную и полную мощность нагрузок потребителей 2 и 3, результаты сводим в таблицу 1



Таблица 1 Мощность нагрузки потребителей

№ нагрузки	Полная мощность нагрузки S, МВА	Категорийность %	Время использования максимума нагрузки Тм ,ч	Коэффициент мощности Cos ц
		I	II
1	64+j 31,36	40	30	4600	0,9
2	43+j 43,65	40	30	4300	0,84
3	22+j 13,2	40	30	4000	0,86
мощность	129+j 88.27

Все варианты должны быть построены с учетом категорийности электроприемников и степени их надежности. Мы имеем потребителей I и II категории. Потребители I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания по двум отдельным линиям. Перерыв в их электроснабжении допускается лишь на время автоматического включения резервного питания. Для потребителей II категории в большинстве случаев также предусматривается питание по двум отдельным линиям либо по двухцепной линии. Исходя из этого, принимаем для сопоставления следующие варианты схем:

1.2 Выбор номинального напряжения

Для определения номинального напряжения выбранных схем будем пользоваться формулой Илларионова, которая используется для всей шкалы номинальных напряжений от 35 кВ до 1150 кВ. Для этого необходимо знать активную мощность и длину трассы. Варианты проектируемой электрической сети могут иметь различное напряжение. Обычно сначала определяют напряжения головных, более загруженных участков. Участки кольцевой сети необходимо выполнять на одно номинальное напряжение.

Вариант № 1 Двухцепная радиальная схема.

Для начала определяем активную мощность на одну цепь:

Определяем расчетное напряжение

(1.3)

где l - длина линии, км;

Р - передаваемая мощность, МВт

Найденные ориентировочные напряжения округляют до ближайшего номинального. Для линий Л1,Л2,Л3 принимаем Uном= 110 кВ.

Вариант №2. Замкнутая схема

Расчет для линии Л1 остается прежним.

Для выбора номинального напряжения в кольце необходимо рассчитать потокораспределение активной мощности по участкам кольца по расчетной схеме.

По линии Л3 передается мощность

По линии Л2 передается мощность

По I закону Кирхгофа определяем мощность, передаваемую по линии Л2-3

Определяем расчетное напряжение по формуле (1.3)

Кольцевые сети выполняются на одно номинальное напряжение. Для линий замкнутой сети принимаем напряжение 110 кВ.

Таблица 2 Расчетные и номинальные напряжения линий

	Л1	Л2	Л3
Длина линий, км	55	35	25
Передаваемая мощность, МВт	64	43	22
Номинальное напряжение, кВ	110	110	110



2. Выбор сечения проводов ЛЭП

2.1 Определение сечения проводов ЛЭП

Вариант №1. Определяем токи, протекающие по участкам сети, с учетом количества цепей в линии

(2.1)

где S - мощность нагрузки, МВА;

Uн - номинальное напряжение линии, кВ

Сечение провода определяем по формуле:

(2.2)

где I - ток, протекающий по данному участку сети, А

Jэ - экономическая плотность тока линии, принимаем jэ= 1,4 А/мм2

, принимаем АС 120/19

, принимаем АС 150/19

, принимаем АС 70/11

Так как на Л3 номинальное напряжение UномЛ3=110кВ, то по условию короны минимальное допустимое сечение для этого провода составит 70 мм2. Поэтому для Л3 принимаем АС 70/11.

Вариант № 2. В кольцевой сети определим потокораспределение для этого «разрезаем» кольцо и получаем линию с двухсторонним питанием. Это показано

Мощность, передаваемая по линии Л3

По I закону Кирхгофа определяем мощность, протекающую по линии Л2-3

Мощность передаваемая по линии Л2

Определяем токи, протекающие по участкам сети с помощью формулы (2.1)

Определяем сечение проводов по формуле (2.2)

, принимаем АС 185/24

, принимаем АС 95/16

, принимаем АС 185/24

2.2 Проверка по допустимой токовой нагрузке

Проверяем выбранные провода по допустимой токовой нагрузке в послеаварийном режиме работы, для этого необходимо выбрать наиболее тяжелый режим. Принимаем, что произошло аварийное отключение линии Л3, тогда по линии Л2 передается суммарная мощность нагрузок.

Вариант №2. Обычно в наиболее тяжелых условиях оказываются головные участки кольцевой сети, при том те, которые имеют провода меньших сечений.

Аварийный ток в линии Л2 определяем по формуле (2.1)

Для провода АС 150/24 длительно допустимый ток равен 445А.

Iдоп?Iл2ав, следовательно, токовая нагрузка на этот провод в послеаварийном режиме не превосходит допустимую.

В связи с этим проверять в послеаварийном режиме провода линии Л3 не требуется. Проверяем провода линии Л2-3. Расчетный режим для этой линии - отключение линии Л3, когда по линии Л2-3 передается мощность наиболее мощной нагрузки.

Для провода линии Л2-3 АС 70/11 длительно допустимый ток равен 265А, следовательно, выбранное сечение обеспечит надежное электроснабжение.

Вариант№1. Проверяем выбранные сечения.

, АС 129/19, Iдоп = 390 А

, АС 150/19, Iдоп = 450 А

, АС 70/11, Iдоп = 265А

Выбранные сечения соответствуют требованию по надежности.

2.3 Определим погонные параметры проводов и параметры ВЛ

Для выбранных проводов найдем погонные параметры r0, x0, b0 [2,277], рассчитаем параметры ВЛ с учетом количества цепей и определим зарядную мощность линии по следующим формулам:

,где n - количество параллельных цепей;

r0, x0, b0 - погонные параметры, соответствующей линии

L- длина линии, км

B - емкостная проводимость линии, См;

U - напряжение линии, кВ;

Qc- зарядная мощность, Мвар

Таблица 3 Погонные параметры проводов и параметров ВЛ

№	Линия	Провод линии	r0, Ом/км	Длина линии	R, Ом	x0, Ом/км	X, Ом	b0 10-6 См/км	Bc, См*10-6	Qc, Мвар
1	Л1 Л2 Л3	129/19 150/24 70/11	0,244 0,204 0,422	56 33 25	6,83 3,57 5,27	0,427 0,420 0,444	11,956 7,35 5,55	2,658 2,707 2,547	297,6 189,4 127,3	7,2 4,5 3,1
2	Л1 Л2 Л3 Л2-3	120/19 185/29 185/29 95/11	0,244 0,159 0,159 0,501	56 35 25 20	6,83 2,78 1,98 3,01	0,427 0,413 0,413 0,434	11,956 7,22 5,16 4,34	2,658 2,747 2,747 2,611	297,6 192,2 137,3 104,4	7,2 4,6 3,3 2,5

2.3 Проверка работоспособности схемы

Проверяем выбранные сечения по потери напряжения.

Вариант №1 Потеря напряжения в аварийном режиме (случай, когда одна из двухцепной линия оборвана) по формуле (2.3) составит

(2.3)

Проверяем Л2, так как там самый большой ток:

То есть потеря напряжения будет в допустимом уровне.

Вариант № 2. Проверяем работоспособность схемы при отключении Л2 по формуле (2.4)

Учитывая, что регулирование напряжения на шинах НН можно осуществлять при помощи РПН, принимаем, что схема работоспособна.

3. Выбор типа и мощности трансформаторов на подстанциях

3.1 Выбор типа и мощности трансформаторов

Количество трансформаторов зависит от требований к надежности электроснабжения потребителей согласно ПУЭ.

Определяем модуль полной мощности нагрузок

Выбираем два трансформатора типа ТДН 40000/110

Подстанция 2

Выбираем два трансформатора типа ТДН 25000/110

Подстанция 3

Выбираем два трансформатора типа ТДН 16000/110, ТРДН 40000/110

Проверяем выбранные трансформаторы на перегрузку в послеаварийном режиме из условия



где КI-II -доля потребителей I и II категории;

КАВ - коэффициент допустимой аварийной перегрузки (по требованиям ПУЭ КАВ=1,4)

Подстанция 1

Подстанция 2

Подстанция 3

Паспортные данные сведены в таблицу 4

Таблица 4 Паспортные данные

Тип трансформатора	Sном, МВА	Uном, кВ	ДРк, кВт	ДРхх, кВт	Uк, %	Iхх, %
		ВН	НН
ТРДН 40000/110	40	115	11	172	36	10,5	0,65
ТДН - 16000/110	16	115	11	85	19	10,5	0,7

Параметры трансформаторов:

Подстанция 1

Подстанция 2

3.2 Потери мощности в трансформаторах

электрический районный напряжение трансформатор

Потери мощности будут равны

Подстанция 1

Подстанция 2



4. Составление баланса активной и реактивной мощностей по проектируемому району

4.1 Баланс активной и реактивной мощностей

Для проектирования питающих сетей необходимо проверить обеспечение баланса мощностей. Основной целью составления баланса мощности является обеспечение работы энергосистемы с допустимыми параметрами во всех режимах в течении года.

Баланс активной мощности равен

, (4.1)

где Ри - активная мощность источника, МВт;

Рп - суммарная активная мощность нагрузки потребителей, МВт;

ДР - потери мощности в линиях и трансформаторах (ДР= 5% Рп), Мвт

РРЕЗ - резервная мощность (Ррез=0,1 Рп), МВт.

Уравнение баланса реактивной мощности

(4.2)

где - реактивная мощность источника, Мвар;

Qп - суммарная реактивная мощность нагрузки потребителей, Мвар;

ДQ - потери реактивной мощности в линиях и трансформаторах (ДQ= 5% Qп), Мвар

QРЕЗ - резервная мощность (Qрез=0,1 Qп), Мвар.

Требуемая суммарная мощность компенсирующих устройств

(4.3)

Определим реактивную мощность источника

,где

Определяем суммарную мощность компенсирующих устройств по формуле (4.3)

Составляем баланс реактивной мощности по формуле (4.2)



5. Выбор схемы понижающей подстанции

Схема электрических соединений подстанции должна обеспечивать надёжное электроснабжение присоединённых потребителей и надёжный транзит мощности через подстанцию в нормальных, ремонтных и послеаварийных режимах.

Рисунок 1 Схема

Для достижения высокой надёжности и уменьшения приведённых затрат большое значение имеет унификация конструктивных решений по подстанции, поэтому необходимо применять типовые главные схемы электрических соединений.

Принимаем схему мостика со стороны трансформатора. В данной схеме для четырех присоединений устанавливаются три выключателей. Для сохранения в работе обоих линий при ревизии любого выключателя предусматривается дополнительная перемычка из двух разъединителей.



6. Определение параметров схемы замещения сети и расчетов потерь энергии в режиме максимальных нагрузок

Таблица 6.1 Расчетные параметры

Вариант	Длина линии, км	Линия	Сопротивление zл Ом	Qc/2 МВАР
1	Л1 - 55 Л2 - 35 Л3 - 20	АС - 150 АС - 120 АС - 70	6,83+j 11,956 3,57+j 7,35 5,27+j 5,55	3,6 2,25 1,65
2	Л1 - 25 Л2 - 35 Л2-3 - 20	АС - 185 АС - 185 АС - 95	1,98+j 5,16 2,78+j 7,2 3,01+j 4,34	1,65 2,3 1,25

Таблица 6.2 Потери обмоток и холостого хода, расчетная нагрузка

Подстанция	Потери х.х., МВА	Потери в обмотках, МВА	Расчетная нагрузка
1 2 3	0,036+j 0,26 0,036+j 0,26 0,019+j 0,11	0,3444 + j 7,17 0,2124 + j 5,43 0,1932 + j 2,37	64 + j 31,36 43 + j 43,65 22 + j 13,2



7. Сопоставление вариантов проектируемой электрической сети по величинам расчетных затрат

Расчетная схема радиальной части кольцевой сети показана на рисунке

Рисунок 2 Расчетная схема

Мощность в конце линии Л1

Потери мощности в линии Л1

(7.1)



Мощность в начале линии Л1

(7.2)

Мощность, выдаваемая источником питания в радиальную часть сети:

(7.3)

Вариант №2. Упрощенная схема замещения сети для определения точки потокораздела показана на рисунке 3

Рисунок 3 Упрощенная схема замещения сети.

Определяем расчетные нагрузки сети.

Мощность в конце линии Л3



Потери мощности в линии Л3 определяем по формуле (7.1)

Мощность в начале линии Л3 определяем по формуле (7.2)

Мощность в конце линии Л2

Потери мощности в линии Л2 определяем по формуле (7.1)

Мощность в начале линии Л3 определяем по формуле (7.2)

Определяем потери энергии в линиях Л1, Л2, Л3.

Вариант №2. Определяем мощность, поступающую к нагрузкам по линии Л3 в кольцевой сети.

Определим мощность, поступающую к нагрузкам по линии Л2

Проверка правильности рассчета по условию баланса мощностей:

Определяем поток мощности по линии Л2-3

Для определения точки потокораздела рассматриваем направление потоков мощностей на схеме замещения. Точка потокораздела находится на шинах ПС2, т.к. мощности в нормальном режиме к этой точке притекают с двух сторон. Эта схема замещения представлена на рисунке 7.3.

В соответствии с найденной точкой потокораздела принимаем, что линии

Потери мощности в линии Л2 определяем по формуле (7.1)

Мощность в начале линии Л2 определяем по формуле (7.2)

Мощность поступающая в линию Л2 от источника питания определяем по формуле (7.3)

Потери мощности в линии Л2-3 определяем по формуле (7.1)

Мощность в начале линии Л2-3 определяем по формуле (7.2)

Потери мощности в линии Л3 определяем по формуле (7.1)

Мощность, поступающая в линию Л3 от источника питания определяем фо формуле (7.3)

Мощность, поступающая от источника питания

Определяем потери энергии в линиях Л2Л3Л2-3 по формуле (7.4)

Стоимость потерь энергии в линиях Л2Л3Л2-3 определяем по формуле



Стоимость потерь энергии в трансформаторах ПС1, ПС2, ПС3.

Стоимость потерь энергии в трансформаторах ПС1, ПС2, ПС3.

Таблица 7.1 Потери энергии и издержки по передаче

Элементы сети	Потери мощности МВт	Время наибольших потерь ч	Потери энергии	Издержки по передаче
ПС1		0,344 0,036	3000 8760	516 630,72	106,29 1299,2
ПС2		212,4 0,036	2900 8760	308 630,72	63,44 129,9
ПС3		0,193 0,019	2800 8760	270,2 6324,7	55,66 1302,8
Вариант1	Л1 Л2 Л3	2,86 0,54 2,89	300 2900 2800	8580 1566 8092	1767,4 322,5 1666,9
Итого по варианту 1		18238	3756,8
Вариант2	Л1 Л2 Л3 Л2-3	2,86 0,44 0,10 0,077	3000 2900 2800 2850	8580 1276 280 219,45	1767,4 262,8 57,68 45,20
Итого по варианту 2		10355,45	2075,4



Технико-экономический расчет вариантов сети производится по критерию экономичности, т.е. по расчетным затратам (З)

Основным экономическим показателем электрической сети являются капитальные вложения на ее сооружения (К) и ежегодные эксплуатационные издержки (И)

Затраты рассчитываются по формуле:

(7.6)

где - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений; лет - нормативный срок ПУЭ.

Капитальные вложения на сеть определяются по формуле

(7.7)

где КЛ - капитальные вложения в линии; КП - капитальные вложения на КТП.

Капитальные вложения в линии определяются по формуле:

(7.8)

где - стоимость сооружения ВЛ.

Вариант №1. Стоимость сооружений ВЛ.

Капитальные вложения в линиях

Капитальные вложения и стоимость сооружения КТП блочного типа

Ежегодные издержки на эксплуатацию сети определяются по формуле

(7.9)

где , - общая норма амортизационных отчислений на линиях , на силовое электрооборудование и РУ ()

- норма ежегодных расходов на текущий ремонт и обслуживание линий, силового электрооборудования и РУ ()

Ежегодные издержки на эксплуатацию сети.

Затраты определяем по формуле (7.6)

Вариант №2 Стоимость сооружения ВЛ.

Капитальные вложения в линии определяем по формуле (7.8)

Капитальные вложения и стоимость сооружения КТП блочного типа.

Ежегодные издержки на эксплуатацию сети определяем по формуле (7.9)

Затраты определяем по формуле (7.6)



8. Выбор регулировочных ответвлений силовых трансформаторов

Расчет режима напряжений производится для определения уровней напряжения в узловых точках сети их соответствия требованиям ПУЭ.

Определяем в сетях напряжением 110 кВ продольную составляющую падения напряжения по формуле.

(8.1)

(8.2)

(8.1)

(8.2)

(8.1)

При проектировании электрической сети в ней должно быть обеспечено встречное регулирование напряжения. Для этого в курсовом проекте производится выбор ответвлений РПН для обеспечения требуемых ПУЭ уровней напряжения.

где - расчетное напряжение на шинах НН подстанции, приведенное к ступени ВН; - желаемое (требуемое ПУЭ) напряжение на шинах НН.

Примем в качестве желаемого напряжение

Расчетный номер ответвления

, принимаем

Номинальное напряжение ответвления определяется по формуле.

где - действительное напряжение на шинах НН подстанции.



9. Выбор силового коммутационного электрооборудования

9.1 Выбор выключателей

Выбор выключателей Q1 и Q2, установленные для ПС1. Схема питания приведена на рисунке 10.1, а также ее схема замещения.

Выбор выключателей Q1, Q2 производим по следующим условиям:

(9.1)

Расчетный и максимальный расчетный ток определяется по формулам

(9.2)

(9.3)

Для определения периодической составляющей тока КЗ , кА составляем схему замещения, которая представлена на рисунке 3.1 и задаемся базисными условиями:

Определяем базисный ток по формуле

(9.4)

Подставляя известные данные в формулы (3.4) - (3.6) определяем:

Приведем сопротивление системы к базисным условиям.

Определяем периодическую составляющую начального тока КЗ в относительных базисных единицах (о.б.е.)

Периодическая составляющая начального тока КЗ в именнованных единицах равна

Условия принимают следующий вид:

По [5, с. 525] на Л1 к установке принимаем выключатель ВВэ 110Б-16/1600 У1.

Выбираем выключателей, установленные для ПС2 ПС, по аналогичным формулам (9.1-9.4)

Подставляя известные данные в формулы (9.2) определяем:

Условия принимают следующий вид:

По [5, с 525] на вводе ПС2 ПС3 к установке принимаем выключатели ВВЭ 110Б-16/1600 У1.

9.2 Выбор коммутационной аппаратуры ОРУ 110 кВ

На открытом распределительном устройстве установлены также разъединители, отделители и короткозамыкатели. Выбор коммутационной аппаратуры производится на основе расчетных данных для точек КЗ.

Таблица 9.1 Выбор коммутационной аппаратуры ОРУ 110 кВ

Условия выбора и проверки	Номинальные параметры	Расчетные параметры
	1.
	2.
	3.
	1.
	2.
	3.

Выбранные комутациооные аппараты удовлетворяют всем условиям.

Размещено на Allbest.ru

...