Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

"Псковский государственный университет"

Факультет вычислительной техники и электроэнергетики

Кафедра электроэнергетики и электротехники

Курсовой проект

по дисциплине: "Электрические сети и системы"

на тему: "Проектирование районной электрической сети"

Псков - 2017

Содержание

• Введение
• 1. Выбор основного оборудования РЭС
• 1.1 Выбор системы напряжения
• 1.1.1 Выбор рабочего напряжения для линии L₁
• 1.1.2 Выбор рабочего напряжения для линии L₂
• 1.2 Выбор числа цепей и сечений ЛЭП
• 1.2.1 Выбор числа цепей в линии Л₁
• 1.2.2 Выбор числа цепей и сечения
• 1.2.3 Выбор числа цепей и сечений ЛЭП кольцевой сети
• 1.3 Выбор мощности, числа и типов трансформаторов на подстанции
• 1.3.1 Выбор трансформаторов на подстанции №1
• 1.3.2 Выбор трансформаторов на подстанции №2
• 1.3.3 Выбор трансформаторов на подстанции №3
• 1.3.4 Выбор трансформаторов на подстанции №4
• 1.3.5 Выбор трансформаторов на подстанции №5
• 1.4 Выбор типа, числа и мощности гидрогенераторов и турбогенераторов на ГЭС и ТЭС
• 1.4.1 Выбор гидрогенераторов на ГЭС
• 1.4.2 Выбор гидрогенераторов на ТЭС
• 2. Расчет номинального режима нагрузок
• 2.1 Расчет режима на линии 1
• 2.2 Расчет режима на линии 2
• 2.3 Расчет режима оставшейся части электрической системы по схеме замещения
• 2.4 Распределение мощностей в кольце по схеме замещения
• 3. Баланс мощности
• 4. Расчёт технико-экономических показателей
• Список литературы
• Введение
• Исходные данные:
• Схема проектируемой РЭС представлена на рисунке 1, исходные расчетные параметры занесены в таблицу 1.
• Рисунок 1 - Схема проектируемой РЭС
• Таблица 1 - Исходные расчетные параметры

Линии, км	Нагрузки, МВт
Л 1=180	P1=310
Л 2=50	P2=130
Л 3=55	P3=100
Л 4=40	P4=105
Л 5=55	P5=400

• T_max=7250 час/год.
• Из-за интенсивного заселения территории в ближайших районах от города, в районе, из-за дефицита мощности, возникла необходимость в формировании районной электрической системы (РЭС). На данной территории строится новая гидроэлектростанция (ГЭС) Б, а для передачи электроэнергии к потребителям сооружаются линии электропередачи (ЛЭП). Предполагается, что работа проектируемой станции будет идти в режиме с постоянной нагрузкой, а мощности будут являться заданными. Другим источником электроснабжения района является существующая электростанция А, которая играет роль балансирующей. Для обеспечения лучшей работы данной станции, на ней устанавливается дополнительное оборудование.

1. Выбор основного оборудования РЭС

1.1 Выбор системы напряжения

1.1.1 Выбор рабочего напряжения для линии L1

.

Принимаем ближайшее стандартное напряжение

1.1.2 Выбор рабочего напряжения для линии L₂

.

Принимаем ближайшее стандартное напряжение

Напряжение кольцевой сети принимаем равным 220 кВ. На основание расчетов принимаем систему напряжений в проектируемой РЭС 220/110/10.

1.2 Выбор числа цепей и сечений ЛЭП

1.2.1 Выбор числа цепей в линии Л1

Выбор сечения ведем по экономической плотности тока, так как:

, то

Линию Л ₁ принимаем двухцепную. Расчетная мощность, протекающая по линии Л ₁:

.

Ток номинального режима:

.

Расчетное сечение:

.

Выбираем проводник - 2хАС-300/30, с допустимым длительным током нагрева I_дл.доп=730 А.

Проверяем выбранное сечение:

1) по короне:

2) на нагрев длительным током аварийного режима:

.

.

Сечение выбрано верно.

Параметры линии Л ₁:

С

1.2.2 Выбор числа цепей и сечения

Линию Л ₂ принимаем одноцепную. Расчетная мощность, протекающая по линии Л ₂:

.

Ток номинального режима:

.

Расчетное сечение:

.

Выбираем проводник - 1хАС-300/30, с допустимым длительным током нагрева I_дл.доп=730 А.

Проверяем выбранное сечение:

1) по короне:

.

2) на нагрев длительным током аварийного режима:

.

Сечение выбрано верно.

Параметры линии Л ₂:

.

.

См

.

1.2.3 Выбор числа цепей и сечений ЛЭП кольцевой сети

Разрежем кольцевую сеть по балансирующему узлу и воспользуемся правилом моментов.

Рисунок 2 - Распределение потоков мощности в кольцевой сети

Для расчета сечений в кольцевой сети найдем распределение мощностей по ветвям кольца:

Разрежем кольцо по шинам А:

Находим мощности в линиях:

Выберем число цепей и сечений линий Л ₃:

Расчетная мощность, протекающая по линии Л ₃:

Ток нормального режима линии Л ₃:

Расчетное сечение:

Допустимым проводом будет АС - 70/11

Проверяем выбранное сечение по короне:

F_{Л 2}<F_{мин.кор.}

70<70, условие выполнено.

Выберем сечение и число цепей Л ₄:

Расчетная мощность, протекающая по линии Л ₄:

Ток нормального режима линии Л ₄:

Расчетное сечение:

Выбираем провод АС - 240/32

Проверяем выбранное сечение по короне:

F_{Л 2}<F_{мин.кор.}

240>70, условие выполнено.

Выберем сечение и число цепей Л ₅:

Расчетная мощность, протекающая по линии Л ₅:

Ток нормального режима линии Л ₅:

Расчетное сечение:

Допустимым проводом будет АС - 240/32.

Проверяем выбранное сечение по короне:

F_{Л 2}<F_{мин.кор.}

240>70, условие выполнено.

Выбранные сечения линий Л₃, Л₄, Л₅ проверяем по нагреву длительным током аварийного режима.

Обрыв линии Л₃:

Рисунок 3 - Схема кольца при аварии в линии Л₃

.

В обоих случаях I_ав<I_дл.доп, что соответствует условию.

Обрыв линии Л ₄:



Рисунок 4 - Схема кольца при аварии в линии Л₄

.

.

.

Условие для линии Л ₃ не выполнено, поэтому выбираем провод с большим сечением: АС-240/32, тогда:

.

.

Теперь условие выполнено.

Обрыв одной из цепей линии Л₅:

Рисунок 5 - Схема кольца при аварии в линии Л₅

.

.

.

Во всех случаях I_ав<I_дл.доп, что соответствует условию.

Параметры всех линий занесены в таблицу 2.

Таблица 2 - Параметры проводов

№	Исходные данные	Расчётные данные	Табличные данные на 1 км	Параметры схемы замещения
	МВА	км	кВ	А/мм 2	А		А	Ом	Ом	Ом	Ом	Ом	мВАр
1		180	220	1.0	452,4	2xАС-300/30	730	0,096	0,424	2,68	8,64	38,16	46,46
2	130+j97,5	50	110	1.0	853,9	1хАС-300/30	730	0,096	0,424	2,68	2,4	10,6	29,7
3	100+j31,6	55	110	1.0	59,9	1хАС-240/32	605	0,118	0,401	2,84	3,24	11,02	1,9
4	105+j66	40	110	1.0	347,5	1хАС-240/32	605	0,118	0,401	2,84	2,36	8,02	1,3
5	400+j195,5	55	110	1.0	204,5	1хАС-240/32	605	0,118	0,401	2,84	3,24	11,02	1,9

1.3 Выбор мощности, числа и типов трансформаторов на подстанции

1.3.1 Выбор трансформаторов на подстанции №1

Расчётная мощность на шинах НН подстанции №1 примерно равна:

.

Число и мощность трансформатора выбираем по коэффициентам в нормальном и аварийном режимах. Выбираем 2 трансформатора типа ТДЦ-400000/220/13,8 с мощностью:

.

1.3.2 Выбор трансформаторов на подстанции №2

Расчётная мощность на шинах НН подстанции №2 примерно равна:

.

Выбираем 2 трансформатора типа ТРДЦН -125000/110/10.5 с мощностью:

.

1.3.3 Выбор трансформаторов на подстанции №3

Расчётная мощность на шинах НН подстанции №3 примерно равна:

.

Выбираем 2 трансформатора типа АТДЦТН-125000/230/120/11,5

.

1.3.4 Выбор трансформаторов на подстанции №4

Расчётная мощность на шинах НН подстанции №4 примерно равна:

.

Выбираем 2 трансформатора типа ТРДЦН- 125000/110/10,5 с мощностью:

.

1.3.5 Выбор трансформаторов на подстанции №5

Расчётная мощность равна:

- потери в сетях;

- резервная мощность системы на случай большого снижения выработки электроэнергии на ГЭС.

Принимаем ,

тогда: .

Выбираем 2 трансформатора типа ТДЦ-40000/110/10,5 с мощностью:

.

.

Параметры трансформаторов представлены в таблице 3.

Таблица 3 - Сводная таблица параметров трансформаторов

N, п/ст	S, мВА	, кВ			Тип тр-ра			, Ом	, Ом	, мВт	, мВАр	В, Uном, кВ	С, Uном, кВ	Н, Uном, кВ
1	344,4	220	2х 100	0,52/1,02	ТДЦ- 400000/220	0,58 11	0,2 0,45	17,98*10-4	0,068	0,4	3,2	242	-	15,7
2	162	110	2х 80	0,55/1,09	ТРДЦН 1250000/110	0,4 10,5	0,1 0,55	14,1*10-4	0,046	0,2	1,375	115	-	10,5
4	123,5	110	2х 125	0,47/0,94	ТРДЦН 125000/110	0,4 10,5	0,1 0,55	14,1*10-4	0,046	0,2	1,375	115	-	10,5
3	105,2	110	2х 125	0,38/0,76	АТДЦТН 125000/220	В-С 0,28 10,96 В-Н 0,21 42,33 С-Н 0,22 27,68	0,034 0,045	В - 0,114 Н - 5,2*10-4	В - 54,17 Н - 0,049	0,068	0,1125	230	121	10,5
5	55,8	110	2х 40	0,45/0,89	ТРДЦН 40000/110	0,16 10,5	0,1 0,55	14,1*10-4	0,046	0,1	0,52	121	-	10,5

1.4 Выбор типа, числа и мощности гидрогенераторов и турбогенераторов на ГЭС и ТЭС

1.4.1 Выбор гидрогенераторов на ГЭС

Расчётная мощность на ГЭС:

,

где Р_сн - мощность собственных нужд станции.

Принимаем:

Р_сн=0,05*Р ₁,

тогда: Р_сн=0.05*310=15,5 МВт;

- потери в сетях,

тогда: П_а =0.05*310=15,5 МВт;

Р_н - мощность нагрузки на генераторном напряжении.

Принимаем: Р_н = 0,

тогда: .

Число и мощность генераторов выбираем по коэффициентам в нормальном и аварийном режимах.

Выбираем 4 гидрогенератора типа ВГС- 855/235-32, параметры которого:

1.4.2 Выбор гидрогенераторов на ТЭС

Расчётная мощность на ТЭС определяется по формуле:

где ; ,

тогда:

Выбираем 4 турбогенератора типа ТВФ-60-2, параметры которого:

Результаты расчёта генераторов и их данные сведены в таблице 2.

Таблица 4 - Сводная таблица параметров генераторов

Тип станции	Исходные данные	Расчетные данные	Табличные данные
	Наименование	Ррасч	nЧРном	внорм/вав	Тип и марка	Uном, кВ	cosц	КПД
ГЭС	Гидрогенератор	341	4Ч150	0,6/0,7	ВГС- 855/235-32	15,75	0,85	97,6
ТЭС	Турбогенератор		4Ч60	0,7/0,92	ТВФ-60-2	13,8	0,85	98,9

2. Расчет номинального режима нагрузок

2.1 Расчет режима на линии 1

Рисунок 3 - Схема распределения потоков мощностей с линии 1

Находим мощность на низшей стороне трансформатора 1:

,

где

Находим потери мощности трансформатора 1:

Находим мощность на высшей стороне трансформатора 1:

Находим мощность в начале линии 1:

Находим потери мощности линии 1:

Находим мощность в конце линии 1:

Находим мощность на шине 1:

2.2 Расчет режима на линии 2

Рисунок 4 - Схема распределения потоков мощностей с линии 2

Находим мощность на низшей стороне трансформатора 2:

,

где

Находим потери мощности трансформатора 2:

Находим мощность на высшей стороне трансформатора 2:

Находим мощность в начале линии 2:

Находим потери мощности линии 2:

Находим мощность в конце линии 2:

Находим мощность на шине 2:

2.3 Расчет режима оставшейся части электрической системы по схеме замещения

Находим мощность в точке 1:

Находим потери мощности низшей стороны автотрансформатора:

Рисунок 5 - Схема распределения потоков мощностей в системе

где

Находим мощность в точке 2:

Находим мощность в точке 3:

.

Находим мощность на шине 2:

2.4 Распределение мощностей в кольце по схеме замещения

Рисунок 6 - Схема замещения для расчета потоков мощностей в кольце

Находим потери мощности трансформатора 4:

,

где

Находим мощность на высшей стороне трансформатора 4:

Находим мощность на шине 3:

Находим распределение потоков мощности в кольце, для этого пилим кольцо по шине 4:

Рисунок 7 - Распределение потоков мощностей в кольце

где Ом; Ом;

Ом

Тогда мощности в линиях будут равны:

Находим мощность на высшей стороне трансформатора 5:

Находим потери мощности трансформатора 5:

Находим мощность на низшей стороне трансформатора 5:

Находим мощность на генераторе:

где

3. Баланс мощности

Активная мощность

Мощность нагрузок:

?P_н=P₁+P₂+P₃+P₄+P₅=310+130+100+105+400=1045МВт

Мощность потерь:

?P_пот==37,4 МВт

Затраченная мощность:

?P_зат =?P_н+?P_пот=1045+37,4=1082,4 МВт

Генерируемая мощность ТЭС:

P_тэс =?P_зат -P_гэс =1082,4-600=482,4 МВт

Реактивная мощность

Мощность нагрузок:

?Q_н=Q₁+Q₂+Q₃+Q₄+Q₅=541,6МВАр

Мощность потерь:

?Q_пот== 410,4 МВАр

Реактивная мощность ТЭС:

Q_тэс=P_тэсtgц=482,4*tg(0,6/0,8)= 306,4 МВАр

Генерируемая мощность:

?Q_ген=Q_гэс+Q_тэс+Q_л=293+306,4+191=790,4 МВАр

Баланс:

?Q_н+?Q_пот=?Q_ген=952?790,4 МВАр ??н=??п???г=952?790,4 =161,7 МВАр

Баланс реактивной мощности не выполняется. Выбираем компенсирующие устройство КСВБ-160-15.

S_ном=160 МВА

U_ном,= 15,75 кВ

I_ном, =5,86 кА

n_ном, =750 об/мин.

4. Расчёт технико-экономических показателей

Расчеты производим по ценам 1980 года.

Капиталовложение на сооружение РЭС в целом:

где К_л - стоимость сооружения ЛЭП.

Для выбранных линий капиталовложения на сооружение ЛЭП вычисляются по формуле:

где К_лi - стоимость сооружения 1 км ВЛ.

L₁ - линия двухцепная на стальных опорах.

К_{л 1} = 45тыс. руб.

Л ₂ - линия одноцепная на стальных опорах.

К_{л 2} = 45 тыс. руб.

Л ₃, Л ₄, Л ₅ - одноцепные линий на ж/б опорах.

К_{л 3} = 38 тыс. руб.

К_{л 4} = 38 тыс. руб.

К_{л 5} = 38 тыс. руб.

Капиталовложение на сооружение ЛЭП составят:

45

Капиталовложение на сооружение подстанций:

n - количество трансформаторов

подстанция №1-2 трансформатора типа ТДЦ-400000/220/110

К_{тр 1}= 1125 тыс. руб.

подстанция №2-2 трансформатора типа ТРДЦН-125000/110/10

К_{тр 2}= 440 тыс. руб.

подстанция №3-2 автотрансформатора типа АТДЦТН-125000/220/110/10. электрическая сеть трансформатор гидрогенератор

К_{тр 3}= 621 тыс. руб.

подстанция №4-2 трансформатора типа ТРДЦН-125000/110

К_{тр 4}=440 тыс. руб.

подстанция №5-2 трансформатора типа ТРДЦН-125000/110

К_{тр 5}=292 тыс. руб.

Капиталовложение на сооружение подстанций составят:

Капиталовложения на КУ:

К_куi - стоимость установки КУ на i-ой подстанции.

Капиталовложение на установку КУ составят:

Капиталовложения на сооружение РЭС в целом:

Величина отпускаемой потребителям электроэнергии:

где РГЭС, РТЭС - генерируемая на п/ст активная мощность, МВт

Т_max - среднее число часов использования максимума в системе, час

.

Потери электроэнергии в РЭС за год:

где - суммарные потери активной мощности в системе за вычетом трансформаторов, МВт:

- время максимальных потерь

Годовые издержки на эксплуатацию сетей:

где в = (0,5ч0,6) коп/кВт час = 0,55 коп/кВт*час

, , - норма отчислений от капиталовложений на амортизацию, ремонт сооружений.

.

Среднегодовая себестоимость передачи электроэнергии в РЭС:

,

Э - количество переданной за год электроэнергии

.

Список литературы

1) Будзко И.А., Лещинская Т.Б., Сукманов В.И. Электроснабжение сельского хозяйства. - М.: Колос, 2000.

2) Энергетика СССР в 1986-1990 гг./под ред. А.А. Троицкого - М.: Энергоиздат, 1987.

3) Справочник по проектированию линий электропередачи/под ред. М.А. Реута и С.С. Рокотяна. - М.: Энергия, 1980.

4) http://treugoma.ru/, дата обращения 12.05.2017 г.

5) http://fondsmena.ru/media/publicationfiles/Prakticheskie_zadachi _2012.pdf, дата обращения 12.05.2017 г.

Размещено на Allbest.ru

...