Разработка схемы и расчет режима районной электрической сети

Размещено на http://www.allbest.ru

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Выбор конфигурации электрической сети

2. Предварительное распределение мощностей в линиях

3. Выбор номинального напряжения мети

4. Выбор проводов линий

5. Проверка выбранных сечений

6. Выбор трансформаторов

7. Выбор схем присоединения подстанций и коммутационных схем

8. Технико-экономический расчёт и сравнение вариантов сети

Заключение

Список литературы



ВВЕДЕНИЕ

Целью курсового проекта являются разработка схемы и расчёт режима районной электрической сети. Схема разрабатывается для четырёх потребителей электрической энергии с питанием от одного или двух источников с использованием существующей сети.

Электричество играет огромную роль в нашей жизни. Современное человеческое общество и созданная им экономика не может нормально развиваться без потребления электроэнергии. Поэтому на первый план встаёт вопрос о бесперебойном и надёжном снабжении потребителей. И чтобы электрические системы и сети надёжно и, что немало важно, экономично работали, надо понимать сложные процессы, происходящие в линиях электропередач различных напряжений. Надо уметь правильно эти сети проектировать: выбирать наиболее экономичные схемы и конфигурации, рациональные напряжения, оптимальные сечения, число и мощность трансформаторов и др. Надо знать методы расчётов нормальных и аварийных режимов работы. При этом необходимо помнить, особенно в условиях рыночной экономики, что экономический аспект проектирования сетей является одним из важнейших наряду с надёжностью, качеством и безопасностью.

электрический сеть напряжение провод трансформатор



1. ВЫБОР КОНФИГУРАЦИИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

На первом этапе проектирования электрической сети разрабатывается ряд возможных конфигураций (топологий сети). Варианты конфигураций сети формируются, исходя из двух основных требований: общая длина сети должна быть как можно меньше; должны быть обеспечены требования надежности электроснабжения потребителей.

При построении конфигурации сети необходимо обеспечивать возможность выдачи всей мощности электростанций в послеаварийных режимах, т. е. предусматривать выдачу мощности в сеть не менее чем по двум линиям. В одном и том же контуре замкнутой сети целесообразно применять одно номинальное напряжение, иногда - два, но не более. Если по результатам расчетов потоков мощности отдельные участки сети загружены слабо и, следовательно, для них потребуется выбирать напряжение существенно ниже, чем для других участков, то это свидетельствует о неудачном выборе конфигурации сети.

Конфигурация сети, ее протяженность, число цепей линий на каждом из участков непосредственно влияют на выбор номинального напряжения.

По заданным координатам источников питания и подстанций, строим 4 варианта электрической сети и выбираем 2 из них для дальнейшего расчёта. В результате расчета выберем одну, наиболее оптимальную схему электроснабжения.

Рассчитаем общую длину ВЛ для всех схем:

;

;

;

;



Рис.1. Рис.2.

Рис.3. Рис.4.

Выбираем для рассмотрения 2 схемы №1 и №2 так как они имеют наименьшую длину ВЛ, следовательно и наименьшие затраты.



2. ПРЕДВАРИТЕЛЬНОЕ РАСПРЕДЕЛЕНИЕ МОЩНОСТЕЙ В ЛИНИЯХ

Основной задачей расчета установившегося режима сетей является вычисление мощностей протекающих по участкам - расчет потокораспределения. При предварительном расчете потокораспределения не учитываются потери мощности в линиях.

Рассчитываем схему №1:

Рис. 5.

По условию задачи, сечения всех участков одинаковы. Это позволяет производить расчет мощностей головных участков схем отдельно по активной и реактивной мощностям, используя вместо сопротивлений участков их длины:

;

;

;

;

;

Осуществляем проверку баланса активных мощностей:

;

;

- равенство верно.

Мощности всех участков цепи:

; ; ; ; ;

Рассчитываем схему №2:

Сеть имеет довольно сложную конфигурацию, однако схему можно упростить если условно разрезать ее по источникам питания. В результате получим две расчетные типовые схемы (рис. 6,7).

Рис.6.

;

;

;

;



Рис.7.

;

Осуществляем проверку баланса активных мощностей:

; ;

- равенство верно.

Мощности всех участков цепи:

; ; ; ; .

3. ВЫБОР НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ СЕТИ

При проектировании электрической сети одним из наиболее важных вопросов является выбор номинального напряжения. С одной стороны, чем выше напряжение передачи, тем меньше потери мощности и напряжения. С другой стороны, большая часть электроэнергии потребляется на напряжении 0,4 кВ, и увеличение напряжения передачи приводит к необходимости дополнительных трансформаций напряжения. Кроме того, чем выше напряжение оборудования, тем оно дороже и сложнее в эксплуатации. Основными параметрами, определяющими целесообразное значение напряжения сети, являются дальность передачи и активная мощность, передаваемая по сети. Ориентировочные значения напряжений можно получить, используя эмпирические таблицы, графики или формулы.

Формула Стилла дает приемлемые результаты при длинах линий не более 250 км и максимальной мощности 60 МВт:

Где l - длина линии (участка сети), км; P - мощность, передаваемая по линии (участку сети), МВт. В результате расчетов получим напряжение, измеряемое в кВ.

Для линии принимают номинальное напряжение, ближайшее к расчетному. ГОСТ 721-77 устанавливает следующий ряд номинальных напряжений электрических сетей общего назначения переменного напряжения частоты 50 Гц, кВ: (3); 6; 10; 20; 35; 110; (150); 220; 330; 500; 750; 1150.

Рассчитываем схему №1:

Рассчитываем напряжение каждой линии схемы:

;

;

;

;

;

Для всех участков, являющихся частью сети с двухсторонним питанием целесообразно принять одинаковое напряжение, ближайшее к среднему значению:

;

Принимаем .

Рассчитываем схему №2:

Рассчитываем напряжение каждой линии схемы:

;

;

;

;

;

Для всех участков, являющихся частью сети целесообразно принять одинаковое напряжение, ближайшее к среднему значению:

;

Принимаем .

4. ВЫБОР ПРОВОДОВ ЛИНИЙ

Основным критерием, по которому при проектировании выбирают провода и кабели, является минимальное значение годовых приведенных затрат на сооружение и эксплуатацию линии электропередач. В общем случае провода и кабели различаются материалом токоведущей части и ее сечением Линии электропередачи напряжением 110-500 кВ выполняются из сталеалюминевых проводов.

В этих условиях выбору подлежат лишь сечения проводов. Сечение проводов электрической сети должны выбираться так, чтобы они соответствовали оптимальному соотношению между капитальными затратами на сооружение сети, прямо пропорциональными сечению, и расходами на потери энергии, уменьшающимися при увеличении сечений.

Согласно Правил Устройства Электроустановок (ПУЭ) упрощенный выбор сечений осуществляется по экономической плотности тока:

где - расчетный ток нормального рабочего режима; - экономическая плотность тока для заданных условий работы линий (табл.1).

Расчетный ток определяется по мощности, протекающей по рассматриваемому участку линии в режиме наибольших нагрузок

где S - полная мощность участка; Р - активная мощность; соsц - коэффициент мощности сети.

Табл. 1

Проводники	1000-3000	3000-5000	5000-8700
, для медных проводов	2,5	2,1	1,8
, для алюминиевых проводов	1,3	1,1	1,0

Сечение, полученное по формуле округляется до ближайшего стандартного (ГОСТ 839-80), которое и принимается для дальнейших расчетов. Применение сталеалюминевых проводов с различным сечением стальной части определяется климатическими условиями района, где сооружается линия.

На линиях напряжением свыше 1000 В, по условиям механической прочности, должны применяться многопроволочные провода и тросы, сечения которых не менее 35мм² для алюминиевых и 25мм² для сталеалюминевых.

При определении расчетного тока не следует учитывать увеличение тока, при авариях или ремонтах, в каких либо элементах сети, а рассматривать только нормальный рабочий режим. Например, для двухцепной линии потоки мощности устанавливаются исходя из нормальной работы обеих ее цепей. Поэтому, выбирая сечение такой линии, следует считать, что по каждой ее цепи длительно передается половина суммарной мощности.

Рассчитываем схему №1:

Определим токи, протекающие по участкам в нормальном режиме:

;

;

;

;

;

Принимаем к установке сталеалюминиевые провода марки АС. Для неизолированных алюминиевых проводов при Tм = 5600 ч экономическая плотность тока = 1 А/ммІ (табл.1). Находим расчетные сечения проводов:

;

;

;

;

;

Из стандартного ряда выбираем провода с сечением, ближайшим к расчётному:

А - 2: АС - 330/27; .

2 - 3: АС - 70/11; .

3 - 4: АС - 95/16; .

4 - 1: АС - 185/29; .

1 - В: АС - 400/18; .

Рассчитываем схему №2:

Определим токи, протекающие по участкам в нормальном режиме:

;

;

;

;

;

Принимаем к установке сталеалюминиевые провода марки АС. Для неизолированных алюминиевых проводов при Tм = 5600 ч экономическая плотность тока = 1 А/ммІ (табл.1). Находим расчетные сечения проводов:

;

;

;

;

;

Из стандартного ряда выбираем провода с сечением, ближайшим к расчётному:

А - 2: АС - 240/39; .

2 - 3: АС -30/8; .

А - 4: АС - 300/48; .

4 - 3: АС - 185/29; .

В - 1: 2хАС - 95/16; .

5. ПРОВЕРКА ВЫБРАННЫХ СЕЧЕНИЙ

Выбранные по экономическим критериям сечения необходимо проверить по техническим ограничениям. В общем случае проводятся следующие проверки:

а) проверка по условию потерь на корону;

б) проверка на механическую прочность;

в) проверка по допустимому нагреву;

г) проверка по потерям и отклонениям напряжения;

д) проверка по термической устойчивости к токам короткого замыкания.

Рассмотрим подробно первые три проверки.

Проверка выбранных сечений по условиям потерь на корону проводится для воздушных линий электропередачи напряжением выше 35 кВ, которые прокладываются по трассам свыше 1000 м над уровнем моря.

Проверка сечений по механической прочности требует отдельного довольно объёмного расчета, поэтому ограничимся рассмотрением проверки по условию механической прочности опор.

Так как на сооружение ВЛ должны применяться унифицированные или типовые опоры, выбранные сечения должны находиться в границах используемых сечений для каждого типа применяемых опор.

Если расчетное сечение участка сети превысит верхнюю границу использования максимального сечения проводов ВЛ, для выбранного класса напряжения, то следует рассмотреть вариант усиления сети( переход на высший класс напряжения или использование двухцепной линии).

Проверка по допустимому нагреву производится по условию

где - наибольший из средних за полчаса токов лини в нормальном, послеаварийном и ремонтном режимах; - допустимый длительный ток провода с учетом поправочных коэффициентов на условия прокладки и температуру окружающей среды.

В простых замкнутых сетях Iм определяют из условий наиболее тяжелого режима работы сети:

- отключение самых нагруженных участков для одноцепных линий;

- отключение одной цепи для двухцепной линии.

Рассчитываем схему №1:

Проводим проверку по условию потерь на корону. Для напряжения 110 кВ минимально допустимое значение диаметра провода равно 11,4 мм, что соответствует проводу АС 70/11. Сечение проводов на всех участках больше (равно) минимально допустимого.

По условию механической прочности опор для линий напряжением 110 кВ предельно допустимым сечением является сечение 240 ммІ. На участках А - 2 и 1 - В сечение проводов превышает максимально допустимое, применяем на этих участках двуцепные линии.

;

А - 2: 2хАС 185/29; ;

;

1 - В: 2хАС 185/29; ;

Для проверки сечений по нагреву рассмотрим все режимы, при которых токи участков имеют максимальное значение - это послеаварийные режимы при повреждении головных участков.

Рассмотрим обрыв головного участка А - 2:

Рис.8.

Мощности на участках цепи останутся те же:

;

;

;

;

;

Аварийные токи будут равны рабочим:

;

- Проверка выполняется.

;

- Проверка выполняется.

;

- Проверка выполняется.

;

- Проверка выполняется.

;

- Проверка выполняется.

Рассмотрим обрыв одного из проводов головного участка 1 - В:

Рис.9.

Мощности на участках цепи останутся те же:

;

;

;

;

;

Аварийные токи будут равны рабочим:



;

- Проверка выполняется.

;

- Проверка выполняется.

;

- Проверка выполняется.

;

- Проверка выполняется.

;

- Проверка выполняется.

Рассмотрим обрыв участка 3 - 4:

Рис.8.

Мощности на участках цепи:

;

;

;

;

Рассчитываем аварийные токи:

;

- Проверка выполняется.

;

- Проверка выполняется.

;

- Проверка выполняется.

;

- Проверка выполняется.

В результате проверок окончательно устанавливаем провода:

А - 2: 2хАС - 185/29; .

2 - 3: АС - 70/11; .

3 - 4: АС - 95/16; .

4 - 1: АС - 185/29; .

1 - В: 2хАС - 185/29; .

Рассчитываем схему №2:

Проводим проверку по условию потерь на корону. Сечение провода на участке 2 - 3 меньше минимально допустимого. Применяем провод АС - 70/11, .

По условию механической прочности опор для линий напряжением 110 кВ предельно допустимым сечением является сечение 240 ммІ. Сечение провода на участке А - 4, больше максимально допустимого, применяем на этом участке двуцепную линию:

;

А - 4: 2хАС 150/24; ;



Для проверки сечений по нагреву рассмотрим все режимы, при которых токи участков имеют максимальное значение - это послеаварийные режимы при повреждении головных участков.

Рассмотрим обрыв головного участка А - 2:

Рис.9.

Мощности на участках цепи :

;

;

;

Аварийные токи будут равны рабочим:

;

Проверка выполняется.

;

Проверка выполняется.

;

Проверка не выполняется.

Применяем провод АС 95/16; .

Рассмотрим обрыв головного участка А - 4:



Рис.10.

Мощности на участках цепи останутся прежними:

;

;

;

;

Аварийные токи:

;

Проверка выполняется.

;

Проверка выполняется.

;

Проверка выполняется.

;

Проверка выполняется.

Рассмотрим обрыв головного участка В - 1:



Рис.11.

Мощности на участках цепи:

;

Аварийные токи:

;

Проверка не выполняется.

В результате проверок окончательно устанавливаем провода:

А - 2: АС - 240/39; ;

2 - 3: АС - 95/16; ;

А - 4: 2хАС - 150/24, с ;

4 - 3: АС - 185/29, с .

В - 1: АС - 95/16, с .

6. ВЫБОР ТРАНСФОРМАТОРОВ

При выборе трансформаторов, как правило, определяющим условием является не экономический критерий, а нагрузочная способность, то есть мощность трансформаторов следует выбирать по допустимой нагрузке.

В практике проектирования на подстанциях всех категорий предусматривается установка двух трансформаторов, большее их число устанавливают в специальных случаях.

Мощность трансформаторов выбирается по нагрузке пятого года эксплуатации подстанции, при этом необходимо учитывать:

- заполнение суточного графика нагрузки;

- продолжительность максимума нагрузки;

- летние недогрузки трансформаторов;

- зимние температуры воздуха;

- перегрузочные способности трансформаторов в зависимости от системы охлаждения.

При отсутствии подробной информации о графиках нагрузки подстанций (что имеет место в данном курсовом проекте) допускается упрощённый выбор трансформаторов, в котором мощность каждого из двух трансформаторов выбирается по двум условиям:

1. по загрузке в нормальном режиме

2. по перегрузке в послеаварийном режиме:

- максимальная нагрузка подстанции в нормальном режиме;

- допустимый коэффициент перегрузки трансформаторов в аварийных случаях;

- коэффициент участия в нагрузке потребителей 1 и 2 категорий надёжности и нагрузку третьей категории, которую невозможно отключить по каким-либо причинам.

Значение в соответствии с ПУЭ берётся равным 1,4, что предусматривает перегрузку трансформатора на 40% в течение не более 5 суток на время максимумов нагрузки продолжительностью не более 6 ч в сутки.

Выбираем трансформаторы на ПС.

По загрузке в нормальном режиме:

;

;

;

;

По перегрузке в послеаварийном режиме:

;

;

;

;

Из стандартного ряда выбираем трансформатор по наибольшему значению мощности из двух условий в соответствие с напряжением проектируемой сети (напряжение сети 110 кВ). На трансформаторных подстанциях принимаем трансформатор типа:

ПС 1: ТРДН 25000/110;

ПС 2: ТРДН 40000/110;

ПС 3: ТРДН 25000/110;

ПС 4: ТРДН 16000/110 .

7. ВЫБОР СХЕМ ПРИСОЕДИНЕНИЯ ПОДСТАНЦИЙ И КОММУТАЦИОННЫХ СХЕМ

В зависимости от способа присоединения сети различают следующие типы подстанций: тупиковые, ответвительные, проходные и узловые. Ответвительные и проходные подстанции располагаются, как правило, между двумя центрами питания, поэтому их объединяют термином «промежуточные». Через шины проходных и узловых подстанций осуществляется переток мощностей, поэтому их так же называют транзитными.

К сети трансформаторы подстанций присоединяются посредством коммутационных аппаратов. Схемы присоединений называются коммутационными или схемой распределительного устройства (РУ). Для подстанций свыше 35 кВ разработаны типовые коммутационные схемы, каждая из которых имеет свою область применения. На рис.12 приведены упрощенные схемы некоторых типовых РУ двухтрансформаторных подстанций.

Для соединений используем схемы 4Н, 5Н, 6Н:

Рис.12.

Схема №1.

Для проходных подстанций ПС 3и ПС 4 применяем схему 5Н «мостик с выключателем в перемычке и выключателями в цепях трансформаторов». Для узловых подстанций ПС 2 и ПС 1 применяем схему 6Н «сдвоенный мостик с выключателями в цепях трансформаторов»

Схема №2.

Для проходных подстанций ПС 2 и ПС 3 применяем схему 5Н «мостик с выключателем в перемычке и выключателями в цепях трансформаторов». Для тупиковой подстанции ПС 1 принимаем схему 4Н «два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий». Для узловой подстанции ПС 4 применяем схему 6Н «сдвоенный мостик с выключателями в цепях трансформаторов».

8. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ И СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ СЕТИ

В условиях рыночных отношений между производителями и потребителями электрической энергии выбор варианта развития электрической сети должен учитывать множество факторов, среди которых необходимо назвать следующие:

1) срок строительства электрической сети;

2) начальные капитальные затраты на её сооружение;

3) темпы инфляции и рост стоимости затрат за время сооружения;

4) учетную ставку банка за выданную ссуду на сооружение сети;

5) тариф на электроэнергию и его изменение;

6) эксплуатационные расходы за весь срок службы.

Экономическим критерием, по которому определяют наивыгоднейший вариант, является минимум приведённых затрат, вычисляемый по формуле:

где К - капитальные вложения на сооружение электрической сети; Е_н - нормативный коэффициент (принимаем равным 0.15); И - издержки за весь срок службы электрической сети. Капитальные вложения К можно представить как сумму капитальных вложений в подстанции Кпс и капитальных вложений в линии Кл:

Капитальные вложения в подстанции определяется как:

где К_т-капитальные вложения в трансформаторы; КОРУ-капитальные вложения в открытое распределительное устройство; Кпост-постоянная часть затрат.

Рассчитываем 1 схему:

;

Рассчитаем капитальные вложения в подстанции:

;

;

;

.

Капитальные вложения:

;

Издержки без учета стоимости потерь электроэнергии и ущерба можно определить как сумму амортизационных расходов и эксплуатационных расходов :

Амортизационные расходы:

где - коэффициент амортизации для линий и подстанций, равный 0,067.

.

Эксплуатационные расходы:

где - коэффициент эксплуатационных затрат, равный 0,059.

.

Минимум приведённых затрат

.

Рассчитываем 2 схему:



;

Рассчитаем капитальные вложения в подстанции:

;

;

;

.

Капитальные вложения:

;

Издержки без учета стоимости потерь электроэнергии и ущерба можно определить как сумму амортизационных расходов и эксплуатационных расходов :

Амортизационные расходы:

где - коэффициент амортизации для линий и подстанций, равный 0,067.

;



Эксплуатационные расходы:

где - коэффициент эксплуатационных затрат, равный 0,059.

;

Минимум приведённых затрат:

.

В итоге к реализации принимаем второй вариант, как вариант с наименьшими приведёнными затратами.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данном курсовом проекте была разработана схема и произведён расчёт режима районной электрической сети. Из двух вариантов конфигурации электрической сети на основании технико-экономического расчёта к реализации принят наиболее экономичный, второй вариант, что важно в условиях рыночной экономики, в условиях свободной конкуренции между частными энергетическими компаниями - производителями электроэнергии.

Данный вариант конфигурации сети удовлетворяет всем техническим требованиям, предъявляемым в правилах устройства электроустановок (ПУЭ) и в других отраслевых нормативных актах: надёжности электроснабжения потребителей данной категории, качеству поставляемой электроэнергии и безопасности как для обслуживающего персонала и людей, проживающих вблизи элементов данной сети, так и для экологии в целом.



СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Лыкин А.В. Электрические системы и сети: Учебное пособие. - М.: Университетская книга; Логос, 2006. - 254 с.

2. Неклипаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций.- М.: Энергоатомиздат, 1989.

3. Файбисович Д.Л. Справочник по проектированию электрических сетей. - М.: НЦ ЭНАС, 2006. - 352 с.

4. Проектирование районной электрической сети: Учебное пособие / И.А. Вокин, Д.М. Карсунцева. - Сызрань: Самар. гос. техн. ун-т.,филиал в Сызрани, 2011. - 20 с.: ил.

Размещено на Allbest.ru

...