Проектирование и расчет районной электрической сети

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Введение

Курсовая работа «Районная электрическая сеть» подразумевает в себе проектирование районной электрической сети напряжением 35 - 220 кВ для электроснабжения крупного развивающегося промышленного района.

Основным критерием при проектировании является надёжное электроснабжение потребителей качественной электроэнергией в соответствии с ГОСТ 13109 - 97.

На предварительном этапе составляется 4 - 5 вариантов схем сети и производится их сравнение по укрупнённым стоимостным показателям. После выбора двух наиболее экономичных вариантов, рассчитываются различные режимы работы сети, в том числе аварийные. На основе технико-экономического сравнения выбирается наиболее оптимальный вариант сети по минимуму приведённых затрат.

1. Предварительный расчёт сети

На предварительном этапе проектирования составляется 4 - 5 вариантов конфигурации сети, удовлетворяющих условиям экономичности и надёжности с учётом категорийности потребителей; ориентировочно выбирается номинальное напряжение на участках сети; выбираются схемы потребительских подстанций из числа рекомендованных «Энергосетьпроект». На основании расчёта производится сравнение вариантов по укрупнённым стоимостным показателям, в результате чего для дальнейшего расчёта выбираются два наиболее экономичных варианта.

Для дальнейших расчётов необходимы значения активной и реактивной мощности, коэффициентов мощности cos ц, время максимальных нагрузок Tmax. Значения cos ц и Tmax потребителей принимается. Значение активной мощности города определяется по формуле (1).

, МВт (1)

где Wуд - удельный расход электроэнергии в год. Для города численностью 150 тыс. жителей (электрические печи) принимается равным 1500 кВт·ч / год, nжит - число жителей; Tмах - время максимальных нагрузок. Для города в Читинской области численностью 150 тыс. жителей используются электрические печи, значения указанных величин принимается согласно.

МВт

Далее рассчитываются значения реактивной и полной мощностей потребителей по формулам (2) и (3).

(arcos ц) (2)

(3)

Результаты расчёта сводятся в таблицу 1.

Таблица 1 - Расчет нагрузок потребителей

Номер потребителя	Мощность, Р, МВт	cos	Q, Мвар	S, МВ*А	Tmax, ч/год
3	45	0,	31,41	54,88	4400
4	10	0,75	26,46	40,0	2700
5	18	0,8	13,5	22,5	3500
6	50	0,95	16,44	52,63	4500
Итого потребление	Р = 123,0		Q = 87,81	S = 170,01

Определяем величину отдаваемой в сеть мощности ТЭЦ. При этом учитывается, что не вся мощность, генерируемая ТЭЦ отдаётся в сеть. Согласно существующих нормативных документов доля собственных нужд пылеугольных ТЭЦ составляет не более 10%. Тогда величина отдаваемой в сеть активной мощности определяется по формуле (4).

(4)

МВт

Величина отдаваемой в сеть реактивной мощности, при условии, что генераторы работают с коэффициентом мощности cos ц = 0,8, определяется по формуле (5).

(5)

Мвар

1.1 Составление вариантов конфигураций сети, баланс активной и реактивной мощностей

В курсовой работе принимается, что каждая потребительская подстанция имеет присоединения на шинах 6 - 10 кВ приёмников всех трёх категорий. Соответственно, каждая потребительская подстанция должна получать питание как минимум с двух сторон.

На основе выше изложенного, составляются варианты конфигурации сети.

Далее для схемы сети, изображённой на рисунке 1, определяется распределение потоков мощности без учёта потерь по упрощенной формуле. Для этого вся районная сеть принимается однородной, то есть выполненной проводом одного сечения. АС-120/19. Кольцевая сеть условно разрезается по КЭС (узел 2) и составляются уравнения моментов для нахождения потоков мощности от КЭС по формулам (6) и (7).

 (6)

(7)

где ?ij - длина линии от подстанции i до подстанции j, км

МВт

МВт

Результаты проверяются на выполнение условия баланса по формуле (8)

(8)

Из результатов видно, что баланс активной мощности выполняется.

Далее распределение потоков мощности для варианта №1 производится согласно I закону Кирхгофа. Для всех остальных вариантов сети распределение потоков мощности выполняется также по I закону Кирхгофа.

Суммарная мощность генераторов, необходимая для покрытия потребности активной энергии района определяется по формуле(9).

, (9)

где К0(Р) - коэффициент одновременности наибольших активных нагрузок потребителей, К0(Р) = 0,9, ?РМАКС - суммарная активная мощность потребительских подстанций, МВт, ?Р? - относительное значение суммарных потерь активной мощности в сети, принимается ?Р? = 0,05.

Тогда суммарная мощность генераторов сети будет равна:

МВт

Мощность КЭС определяется из условия баланса активной мощности по формуле (10).

(10)

P КЭС = 143 - 85,5 = 57,5 МВт

Учитывая 20% запас на резерв и собственные нужды станции, мощность КЭС будет равна:

МВт

Для КЭС принимается два турбогенератора типа ТВС - 32 -У3 32 МВт и ТВФ-63-2ЕУ3 63 МВт. Генераторы работают с номинальным напряжением 10,5 кВ и cosцном = 0,8.

Тогда предельная отдаваемая в сеть активная мощность, учитывая расход на собственные нужды 10% составляет:

МВт

Предельная отдаваемая в сеть реактивная мощность определяется по формуле (11).

(11)

Мвар

Проверяется выполнение баланса реактивной мощности.

Наибольшая реактивная мощность QN , необходимая для электроснабжения потребителей и компенсации потерь электроэнергии определяется по формуле (12).

 (12)

где К0 - коэффициент одновременности наибольших реактивных нагрузок потребителей, К0 при малом числе подстанций равен 0,98 - 1; Qi - наибольшая реактивная нагрузка i-го потребителя; QЛj, QСj - соответственно потери в сопротивлениях и генерация реактивной мощности j-й линии; С - число трансформаторов на подстанции; 0,1 - относительная величина потерь мощности при каждой трансформации; Sном - номинальная мощность трансформаторов потребительских подстанций, на первом этапе принимается 0,7 Smax.

Для ВЛ 110 кВ в первом приближении допускается принимать равными потери и генерацию реактивной мощности в линиях.

N = 0,98 * 87,81 + 0,1 * 2 *(40+40+16+40) = 113,25 Мвар

QN = 113,25 < Qкэс+ Qтэц= 64,1 + 64,12 =128,2 Мвар

Так как Qген > QN не требуется установка дополнительных источников реактивной мощности. Однако, передаваемая по сетям реактивная мощность оказывает большое влияние на экономические показатели сети. С точки зрения экономической работы потребителей главным показателем является коэффициент мощности (cos).

Даже рационально спроектированная сеть имеет на шинах понизительных подстанций максимальный cos, равный 0,85 . Согласно нормативным документам для потребителей, получающих электроэнергию через двойную трансформацию и протяженные линии необходимо поддерживать сos, равный 0,92-0,95.

Исходя из этого производится выбор мощности компенсирующих устройств на подстанциях.

Принимаются батареи статических конденсаторов, мощность которых определяется по формуле (13).

Q к.р.= Р(tg1 - tg2) (13)

ПС 3: Р = 45 МВт

cos1 = 0,82; tg1 = 0,698

cos2 = 0,95; tg2 = 0,3287

Q к.р= 45 (0,698 - 0,3287) = 16,62 Мвар

Полученная величина округляется до ближайшего стандартного значения.

Принимается 9 стандартных батарей типа УК - 10Н - 1800 с распределением на четыре секции. Тогда суммарная мощность БСК будет равна:

Qк* = n*Qi секц = 9*1,8 = 16,2 Мвар

Qнеск. = Q - Q к * = 31,41 - 16,2 = 15,21 Мвар

S' = v 452 + 15,212 = 47,5 МВ*А

Аналогично производится расчет для остальных подстанций. После выбора и расстановки компенсирующих устройств уточняются значения полной мощности и в дальнейших расчетах принимаются S ' МВ*А.

Таблица 2 - Характеристика компенсирующих устройств

Наименование потребителей	Акт. мощность Р, МВт	cos1	cos2	tg1	tg2	Q к.р. квар	Qк*, квар	Qнеск., Мвар	S', МВА
ПС 3	45	0,82	0,95	0,698	0,3287	16,62	16,2	15,21	27,37
ПС 4	30	0,75	0,95	0,8819	0,3287	16,59	16,2	10,26	43,58
ПС 5	18	0,8	0,95	0,75	0,3287	7,58	5,4	8,1	19,74

1.2 Выбор номинального напряжения

Номинальное напряжение определяет размер капиталовложений и расходов на эксплуатацию сети. Поэтому выбор номинального напряжения должен быть экономически обоснован. Существует несколько методик определения номинального напряжения, но наиболее достоверные результаты при определении наивыгоднейшего напряжения на участке линии дает формула Илларионова:

,(14)

где L - длина линии, км;

Р - передаваемая мощность, МВт

Результаты расчёта сводятся в таблицу 3.

Таблица 3 - Выбор номинального напряжения по вариантам

Вариант сети	Экономически выгодное номинальное напряжение участка, кВ	Принятое напряжение, кВ
	1 - 6	6 - 3	3 - 5	2 - 5	2 - 4	1 - 4
1	140	73,69	90	116,4	78,5	94,34	110
2	127,9	73,7	90,33	133,7	откл.	74,63	110
3	148,4	84	60,5	98,52	74,63	откл.	220
4	120,6	74,1	откл.	58,68	114,9	60,53	110
	1 - 6	6 - 3	3 - 4	2 - 5	2 - 4	1 - 4
5	128,9	47,62	94,6	58,68	114,9	74,79	110

Примечание: несмотря на то, что в первом, втором и пятом вариантах напряжение до 10% превышает максимально допустимое рабочее 126 кВ, на первом этапе принимается 110 кВ с применением технических решений и выбором окончательного варианта.

1.3.Выбор типовых схем потребительских подстанций

Количество линий, присоединяемых к шинам высокого напряжения подстанции, определяет ее схему электрических соединений, конструктивное исполнение и стоимость подстанции. Главные схемы электрических соединений подстанций 35 - 220 кВ должны отвечать следующим основным требованиям:

1. Схема должна обеспечивать надёжное электроснабжение потребителей в соответствии с их категориями в нормальном, послеаварийном и ремонтном режимах;

2. Схема должна обеспечивать надёжность транзита мощности через подстанцию в нормальном, послеаварийном и ремонтном режимах;

3. Схема должна быть по возможности простой, наглядной, гибкой и экономичной в эксплуатации и осуществлять восстановление питания потребителей в послеаварийной ситуации средствами автоматики без вмешательства персонала.

В рассматриваемых вариантах схем присутствуют проходные, тупиковые и узловые типы потребительских подстанций. Для тупиковых подстанций принимается схема электрических соединений, изображённая на рисунке 6; для проходных подстанций - на рисунке 7; для узловых на три линии - на рисунке 8; для узловых на 4 линии - на рисунке 9.

Рисунок 6 - Тупиковая подстанция

Рисунок 7 - Проходная подстанция

Рисунок 8 - Узловая подстанция на три линии

Рисунок 9 - Узловая подстанция на 4 линии

1.4 Сравнение вариантов схем по укрупнённым стоимостным показателям

Составленные ранее 5 вариантов схем районных электрических сетей необходимо сравнить по укрупнённым стоимостным показателям. При этом сечения проводов выбираются одинаковыми для всех вариантов, в данном случае принят провод АС120/19. При сравнении вариантов схем учитывается суммарная стоимость одноцепных и двухцепных линий и выключателей на стороне высшего напряжения подстанций и дополнительных на электростанциях. С учётом географического положения, 3 - его района по гололеду и характера местности используются стальные опоры для всех воздушных линий. Результаты расчёта сводятся в таблицу 4.

Таблица 4 - Сравнение вариантов схем по укрупнённым показателям

В-т	Стоимость ВЛ, тыс. руб.	Всего по ВЛ, тыс. руб.	Стоимость п/ст, тыс. руб.	Всего по ПС, тыс. руб.	Итого, тыс. руб.
	Одноцепные	Двухцепные		Проходные	Тупиковые	Узловые	Доп. выкл
1	19*197= 3743,0	---	3743,0	120,0*4= 480,0	---	---	---	480,0	4223,0
2	19*117= 2223,0	40*28,3= 1132,0	3355,0	120*3= 360,0	2*36,3=72,6	---	35,0	467,6	3822,6
3	22,9*116= 2656,4	40*32,2= 1512,0	4168,4	280*3= 840,0	2*79,2=158,4	---	90,0	1088,4	5256,8
4	19*80= 1520,0	78*28,3= 2207,4	3727,4	120*2= 240,0	2*36,3=72,6	35*7= 245,0	2*35= 70,0	627,6	4355,0
5	19*135=2565,0	40*28,3= 1132,0	3697,0	2*120= 240,0	---	35*4= 140,0	35,0	415,0	4112,0

Из таблицы 4 видно, что вариант 2 является наиболее экономичным, а вторым вариант принимается вариант 1 (кольцевая схема). Оставшиеся варианты 3, 4 и 5 исключаются из расчёта как неэкономичные.

В дальнейшем вариант под номером 1 будем обозначать как вариант I , а вариант под номером 2 - как вариант II.

2. Выбор трансформаторов

Выбор мощности силовых трансформаторов на подстанции производится по оптимальной загрузке в нормальном режиме и аварийных и допустимых систематических перегрузок. Согласно ГОСТа в аварийном режиме допускается работа трансформатора с перегрузкой не более 40% Sном.

2.1 Выбор трансформаторов на подстанциях

Мощность одного трансформатора на подстанции с двумя трансформаторами определяется по формуле (15).

, МВ*А (15)

где SМАКС - максимальная полная мощность потребителей, МВ*А (из таблицы 2);

Копт - оптимальный коэффициент загрузки 0,7 - 0,8.

Мощность одного трансформатора подстанции 3:

МВ*А

Мощность одного трансформатора подстанции 4:

МВ*А

Мощность одного трансформатора подстанции 5:

МВ*А

Мощность одного трансформатора подстанции 6:

МВ*А

Выбираем трансформаторы на потребительских подстанциях:

Для подстанции 3: 2 х ТРДЦН - 40000/110

Для подстанции 4: 2 х ТРДН - 25000/110

Для подстанции 5: 2 х ТДН - 16000/110

Для подстанции 6: 2 х ТРДЦН - 40000/110

Аварийный коэффициент загрузки определяется по формуле (16).

, (16)

где SТР мощность одного трансформатора, МВ*А

Аварийный коэффициент загрузки на подстанции 3:

Аварийный коэффициент загрузки на подстанции 4:

Аварийный коэффициент загрузки на подстанции 5:

Аварийный коэффициент загрузки на подстанции 6:

Все трансформаторы удовлетворяют условию допустимого перегруза 40% в аварийном режиме.

Паспортные данные выбранных трансформаторов заносятся в таблицу 5.

Таблица 5 - Каталожные данные трансформаторов

Тип	Sн, МВ*А	Пределы регулирования	Uвн, кВ	Uнн, кВ	Uк, %	ДРх, кВт	ДQх, квар	Rт, Ом	Хт, Ом
ТДН - 16000/110	10	±9х1,78%	115	11	10,5	19	112	4,38	86,7
ТРДН - 25000/110	25	±9х1,78%	115	10,5	10,5	27	175	2,54	55,9
ТРДН-40000/110	40	±9х1,78%	115	10,5	10,5	36	260	1,4	34,7

2.2 Потери мощности в трансформаторах

Потери активной Р и реактивной Q мощности в двух параллельно работающих трансформаторах определяются по формулам (17) и (18).

(17)

(18)

где Sнагр - полная мощность нагрузки потребителя, МВ*А;

Sном - номинальная мощность трансформатора, МВ*А;

Rт, Хт - активное и реактивное сопротивление трансформатора соответственно, Ом;

Рхх, ? Qхх - каталожные данные трансформатора, МВт и МВ*А.

Для трансформаторов с расщеплённой обмоткой НН в исходных данных сопротивлений уже учтена параллельная работа обмоток НН, поэтому также принимается R и Х.

По формулам (17) и (18) рассчитываются потери мощности в трансформаторах на каждой подстанции, результаты заносятся в таблицу 6.

Таблица 6 - Потери мощности в трансформаторах

№ Подстанции	Мощность потребителей, МВ*А	ДР, МВт	ДQ, Мвар	Мощность потребителей с учётом потерь в тр - рах, МВ*А
3	45 + j 15,21	0,19	3,47	45,19+ j 18,68
4	30 + j 10,26	0,15	2,12	30,15 + j 12,38
5	18 + j 8,1	0,1	1,52	18,1 + j 9,62
6	50 + j 16,44	0,22	4,16	50,22 + j 20,6

С достаточной степенью точности значения округляются до второго знака после запятой.

3. Расчёт варианта конфигурации сети

В этом разделе курсовой работы определяются основные параметры нормального и различных послеаварийных режимов работы сети варианта I. Он содержит потокораспределение в ветвях схемы, потери напряжения и мощности, проверка выполнения условия встречного регулирования и обеспечения показателей качества шинах низкого напряжения подстанции.

3.1 Распределение потоков мощности с учётом потерь в трансформаторах

Предварительно определяется оптимальная реактивная мощность ТЭЦ по tg ц энергосистемы.

tg цопт = ?Q пот / ?P пот , (20)

где ?Q пот - нескомпенсированная реактивная мощность после установки батарей статических конденсаторов (таблица 6).

tg цопт = 61,28 / 143,66 = 0,427

Q ТЭЦ = PТЭЦ * tg ц = 85,5* 0,427 = 36,51 Мвар

Составляются уравнения моментов для нахождения потоков мощности от КЭС с учётом потерь мощности в трансформаторах, активной по формулам (6), (7); реактивной (21) и (22).

МВт

МВт

(21)

(22)

где ?ij - длина линии от подстанции i до подстанции j, км

Мвар

Мвар

Остальные потоки мощности определяются по первому закону Кирхгофа:

S53 = S25 - S5= 41,19 + j 18,15 - 18,1 - j 9,62 = 23,09 + j 8,53 МВ*А

S63 = S3 - S53 = 41,19 + j 18,68 - 23,09 - j 8,53 = 22,1 + j 10,15 МВ*А

S41 = S24 - S4= 16,97 + j 6,62 - 30,15 - j 12,38 = -13,18 - j 5,76 МВ*А

На данном участке поток мощности направлен в противоположную сторону и равен 13,18 + j 5,76 МВ*А

S16 = S1 - S14 = 85,5 + j 36,51 - 13,18 - j 5,76 = 72,32 +j 30,75 МВ*А

Проверка баланса в узле 6.

S6 = S16 - S63 = 72,32 + j 30,75 - 22,1 - j 10,15 = 50,22 + j 20,6 МВ*А

Распределение потоков мощности будет иметь следующий вид:



Рисунок 10

3.2 Выбор и проверка сечений проводов на участках

Экономическая эффективность сооружения и эксплуатации электроэнергетической системы в значительной степени зависит от рационального построения электрических сетей. В элементах электрических сетей теряется до 10% поступающей в сеть электроэнергии, основная часть - в активных сопротивлениях линий и трансформаторов. В связи с этим, сечения проводов выбираются по экономическим интервалам мощности для ОЭС Сибири, 3-й район по гололеду.

Для участка 2 -5 провод АС-240/32.

Для участка 2 - 4 провод АС-120/19.

Для участка 5 - 3 и 3 - 6 провод АС- 150/24.

Для участка 1 - 4 АС-95/16 (минимальное для этого района).

На остальных участках расчеты аналогичны толки нормального режима.

б) обрыв провода на участке 1 - 4:

Ток на участке 1 - 6:

I 16 = 92,97 *103 / v3 *115 = 467 А

На остальных участках расчеты аналогичны, результаты в таблице 7.

Таблица 7 - Данные расчета аварийного режима

Параметры	1 - 4	5 -3	2 - 4	2 - 5	3 - 6	1 - 6
S, МВ*А	откл	10,29	32,59	30,63	38,7	92,97
Imax, А	---	52	164	154	195	467
I доп, А	330	450	390	605	450	2х510

На всех участках выбранные сечения удовлетворяют допустимым токам по нагреву.

На остальных участках расчеты аналогичны, результаты сводятся в таблицу 8.

Таблица 8 - Данные расчета аварийного режима

Параметры	1 - 4	5 -3	2 - 4	2 - 5	3 - 6	1 - 6
S, МВ*А	32,59	42,82	откл	63,22	6,23	60,38
Imax, А	164	215	---	319	30	303
I доп, А	330	450	390	605	450	2х510

На всех участках выбранные сечения удовлетворяют допустимым токам по нагреву.

Заключение

генератор трансформатор подстанция

В ходе произведённой работы были выполнены все задачи, обозначенные в задании на курсовой проект, а именно:

· составлено 5 равнонадёжных вариантов схем сети;

· ориентировочно рассчитано номинальное напряжение на каждом участке;

· выбраны типовые схемы потребительских подстанций;

· произведено сравнение вариантов схем по укрупнённым стоимостным показателям и выбраны два наиболее экономичных для более детального анализа;

· выбраны трансформаторы на всех подстанциях, рассчитаны потери мощности в них;

· выполнен расчёт распределения потоков активной и реактивной мощностей с учётом потерь в трансформаторах.

Литература

1. Справочник по проектированию электрических сетей / под ред. Д.Л. Файбисовича. - 2 -е изд., перераб. И доп. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2006. - 352с.

2. Под редакцией С.С. Рокотяна . Справочник по проектированию электроэнергитических систем. - 3-е издание переработанное - М.: Энергоатомиздат - 1985 - 349с.

3. Фомина Л.Л. Электропитающие системы и сети. Методические указания к курсовому проектированию. - Южно -_Сахалинск, ЮСИЭПиИ 2009.

4. Боровиков В.А., Косарев, В.К., Ходот, Г.А. Электрические сети и системы. М., «Энергия» 1968. 431с.

5. Правила устройства электроустановок / Шестое издание, с изменениями, исправлениями и дополнениями, принятыми Главгосэнергонадзором РФ в период с 01.01.92 по 01.01. 99., Санкт-Петербург, ДЕАН, 2000 - 650с.

Размещено на Allbest.ru

...