Районная электрическая сеть

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки РФ

ФГБОУ ВПО "Марийский государственный университет "

Электроэнергетический факультет

Кафедра электроснабжения и технической диагностики

Курсовой проект

по дисциплине "Электроэнергетические системы и сети"

на тему: Районная электрическая сеть

Йошкар-Ола 2015

Содержание

• Введение
• 1. Расположение пунктов питания и потребления электрической энергии
• 2. Потребление активной и баланс реактивной мощности в проектируемой сети
• 2.1 Обеспечение потребителей активной и реактивной мощности
• 2.2 Баланс реактивной мощности
• 3. Выбор номинального напряжения, схемы основных параметров линий и подстанций
• 3.1 Выбор вариантов схем соединения источника питания и пунктов потребления между собой
• 3.1.1 Потокораспределение для варианта схемы I
• 3.1.2 Потокораспределение для варианта схемы II
• 3.1.3 Потокораспределение для варианта схемы III
• 3.2 Выбор номинального напряжения
• 3.2.1 Выбор номинального напряжения для варианта I
• 3.2.2 Выбор номинального напряжения для варианта II
• 3.2.3 Выбор номинального напряжения для варианта III
• 3.3 Выбор сечений проводов
• 3.3.1 Выбор сечений проводов для варианта I
• 3.3.2 Выбор сечений проводов для варианта II
• 3.3.3 Выбор сечений проводов для варианта III
• 3.4 Определение потерь напряжения на участках линий в нормальном и послеаварийном режимах
• 3.4.1 Определение потерь напряжения на участках линий в нормальном и послеаварийном режимах для варианта I
• 3.4.2 Определение потерь напряжения на участках линий в нормальном и послеаварийном режимах для варианта II
• 3.4.3 Определение потерь напряжения на участках линий в нормальном и послеаварийном режимах для варианта III
• 4. Выбор числа и мощности трансформаторов
• 5. Выбор главных схем электрических соединений подстанций
• 6. Технико-экономический выбор
• 6.1 Технико-экономический расчет второго варианта
• 6.2 Технико-экономический расчет третьего варианта
• 7. Расчет параметров основных режимов сети
• 7.1 Составление схемы замещения районной сети
• 7.2 Электрический расчет
• 8. Регулирование напряжения в сети
• Заключение
• Литература
• Список сокращений

Введение

Электрическая сеть - это совокупность электроустановок для передачи и распределения электрической энергии, состоящая из трансформаторного оборудования подстанций, их распределительных устройств, токопроводов, воздушных и кабельных линий электропередачи, работающих на определенной территории.

Электрическая сеть должна проектироваться и эксплуатироваться таким образом, чтобы была обеспечена ее работоспособность во всех возможных режимах работы: нормальном и послеаварийном.

В курсовом проекте разрабатывается электрическая сеть с номинальными напряжениями 35-220 кВ как составная часть электрической системы. Рассматриваемая электрическая сеть содержит шесть пунктов электроснабжения, питание которых осуществляется от ТЭЦ-4. Необходимо разработать наиболее экономичную и надежную схему питания районных потребителей.

Исходными данными для проектирования является графическое расположение пунктов питания и ТЭЦ-4, характеристики потребителей, характеристика местности.

Для определения наиболее экономически и технически целесообразной схемы питания необходимо рассмотреть несколько вариантов схем и на основе технико-экономического сравнения этих вариантов принять наилучшую схему сети. Для выбранной схемы сети необходимо провести расчет основных электрических параметров (падение напряжения в линиях и в трансформаторах, напряжение в конечных пунктах, распределение потока мощности по линиям и т.д.).

1. Расположение пунктов питания и потребления электрической энергии

Рисунок 1 - Расположение пунктов питания потребления электрической энергии

При определении длины линий учитываем, что длина трассы из-за непрямолинейности и неровностей рельефа местности на 10% больше расстояния по прямой между рассматриваемыми пунктами.

Таблица 1 - Длина линий

Линия	Т6	36	23	25	15	14	Т4	Т3	Т1	Т2	Т5
Длина, км	44	67,1	49,5	23,1	33	25,3	66	36,3	52,8	44	50,6

Определим с учетом коэффициентов мощности реактивную и полную нагрузку каждого пункта потребления по формулам:

(1.1)

(1.2)

Занесем полученные данные в таблицу 2.

Таблица 2 - Исходные данные пунктов питания электрической энергии.

	Пункты потребления
	1	2	3	4	5	6
Активная мощность Рi, МВт	10	15	25	30	40	36
Реактивная мощность Qi, МВАр	6,98	8,5	16,15	22,5	23,73	19,43
Полная мощность Si, МВА	012,2	17,24	29,76	37,5	46,51	40,91
cosц	0,82	0,87	0,84	0,8	0,86	0,88
sinц	0,57	0,49	0,54	0,6	0,51	0,47
tgц	0,7	0,57	0,65	0,75	0,59	0,54

2. Потребление активной и баланс реактивной мощности в проектируемой сети

2.1 Обеспечение потребителей активной и реактивной мощности

Задачами расчетов и анализа получаемых результатов в данном разделе проекта являются:

оценка суммарного потребления реактивной мощности в проектируемой электрической сети;

анализ выполнения условия баланса реактивной мощности в проектируемой сети;

определение суммарной мощности компенсирующих устройств, устанавливаемых в сети;

определение мощности компенсирующих устройств и их размещение в узлах электрической сети.

Наибольшая суммарная активная мощность, потребляемая в проектируемой сети, составляет:

, (2.1)

где Р_i.нб - наибольшая активная нагрузка подстанции i, i = 1,2,...n;

k_0(p) = 0,95...0,96 - коэффициент одновременности наибольших нагрузок подстанции;

= 0,05 - суммарные потери мощности в сети в долях от суммарной нагрузки подстанции.

МВт.

Соответствующая данной Р_n.нб необходимая установленная мощность генераторов электростанций определяется следующим образом:

Р_эс = Р_n.нб + Р_эс.сн + Р_эс.рез, (2.2)

где Р_эс.сн - электрическая нагрузка собственных нужд;

Р_эс.рез - оперативный резерв мощности электростанции.

Нагрузка собственных нужд зависит от типа электрической станции и может быть ориентировочно принята для ТЭЦ-4 равной 8%.

Оперативный резерв Р_эс.рез обоснован экономическими сопоставлениями ущербов от вероятного недоотпуска электроэнергии при аварийном повреждении агрегатов на электростанции с дополнительными затратами на создание резерва мощности. Ориентировочно резервная мощность электростанций составляет 10% от суммарной установленной мощности генераторов, но должна быть не менее номинальной наиболее крупного из генераторов, питающих рассматриваемых потребителей.

Тогда Р_эс = 156 + 156•0,08 + 156•0,1 = 184,08 МВт.

2.2 Баланс реактивной мощности

Основным, но не единственным источником реактивной мощности в системе являются генераторы электростанции. Располагаемая реактивная мощность электростанций определяется согласно номинальному коэффициенту мощности установленных на станциях генераторов. Кроме этого, в электрических сетях широко используются дополнительные источники реактивной мощности -компенсирующие устройства (КУ). Основным типом КУ, устанавливаемых на подстанциях потребителей, являются конденсаторные батареи.

Уравнение баланса реактивной мощности в электрической сети имеет вид:

, (2.4)

где Q_ку - суммарная мощность компенсирующих устройств, необходимая по условию баланса;

Q_л - потери в сопротивлениях линии;

k₀ = 0,98-1 - коэффициент несовпадения максимумов нагрузок по времени суток;

, (2.5)

где Q_т = 0,1 - относительная величина потерь мощности при каждой трансформации напряжения;

_т - число трансформаций по мощности для -групп из -подстанций;

- количество групп подстанций с разным числом трансформаций напряжения;

- количество подстанций, имеющих одинаковое число трансформаций нагрузки;

S_j - номинальная мощность j-й подстанции.

Q_Г = Р_Гtg

Q_Г - наибольшая реактивная мощность, потребляемая в сети

(cos=0,8=? tg=0,75);

Уравнение баланса реактивной мощности имеет вид:

(2.6)

m - предварительное число трансформаций, для ТЭЦ-4 m = 2;

Так как мощность компенсирующих устройств, необходимая по уравнению баланса, оказалась отрицательной, то установка КУ в электрической сети не требуется.

3. Выбор номинального напряжения, схемы основных параметров линий и подстанций

3.1 Выбор вариантов схем соединения источника питания и пунктов потребления между собой

Общие принципы экономически целесообразного формирования электрических сетей могут быть сформулированы следующим образом:

а) схема сети должна быть по возможности простой и передача электроэнергии потребителям должна осуществляться по возможно кратчайшему пути, что обеспечивает снижение стоимости сооружения линии и экономию потерь мощности и электроэнергии;

б) схемы электрических соединений понижающих подстанций также должны быть возможно простыми, что обеспечивает снижения их стоимости сооружения и эксплуатации, а также повышение надежности их работ;

в) следует стремиться осуществлять электрические сети с минимальным количеством трансформаций напряжения, что снижает необходимую установленную мощность трансформаторов и автотрансформаторов, а также потери мощности и электроэнергии;

г) комплекс номинального напряжения и схемы сети должны обеспечивать необходимое качество электроснабжения потребителей и выполнение технических ограничений электрооборудования линий и подстанций (по токам в различных режимах сети, по механической прочности и т.д.)

На основе изложенных принципов составим несколько вариантов схем соединения (рисунки 2 - 4).



Рисунок 2 - Вариант I

Рисунок 3 - Вариант II



Рисунок 4 - Вариант III

3.1.1 Потокораспределение для варианта схемы I

· Нормальный режим

МВА;

МВА;

МВА;

МВА;

МВА;

· Послеаварийный режим

Рассмотрим отказ линии Т6 в кольце. Рассчитаем потокораспределение при такой аварии.

МВА;

МВА;

МВА;

МВА;

МВА;

МВА;

Таблица 3 - Результаты расчетов потокораспределения для схемы варианта I

Линия	n	L, км	Pн, MBт	Qн, МВАр	Pп.ав, MBт	Qп.ав, МВАр
Т 6	1	44	79,55	47,52	-	-
36	1	67,1	43,55	28,09	36	19,43
23	1	49,5	18,55	11,94	61	35,58
25	1	23,1	3,55	3,44	76	44,08
15	1	33	36,45	20,3	116	67,81
14	1	25,3	44,45	27,28	126	74,79
Т 4	1	66	76,45	49,78	156	97,29

3.1.2 Потокораспределение для варианта схемы II

· Нормальный режим

МВА;

МВА;

МВА;

МВА;

МВА;

МВА;

· Послеаварийный режим

Наиболее тяжелым будет отказ одной линии цепи Т1 или Т3. Вторая цепь при этом должна нести на всю нагрузку.

Таблица 4 - Результаты расчетов потокораспределения для схемы варианта II

Линия	n	L, км	Pн, MBт	Qн, МВАр	Pп.ав, MBт	Qп.ав, МВАр
Т 3	2	36,3	76	44,08	76	44,08
23	2	49,5	15	8,5	15	8,5
36	2	67,1	36	19,43	36	19,43
Т 1	2	52,8	80	53,21	80	53,21
14	2	25,3	30	22,5	30	22,5
15	2	33	40	23,73	40	23,73

3.1.3 Потокораспределение для варианта схемы III

· Нормальный режим

МВА;

МВА;

МВА;

МВА;

· Послеаварийный режим

Рассмотрим отказ линий Т6 и Т5 в кольце. Рассчитаем потокораспределение при такой аварии.

МВА;

МВА;

МВА;

МВА;

МВА;

МВА;

Таблица 5 - Результаты расчетов потокораспределения для схемы варианта III

Линия	n	L, км	Pн, MBт	Qн, МВАр	Pп.ав, MBт	Qп.ав, МВАр
Т6	1	44	43,09	24,56	-	-
36	1	67,1	7,09	5,13	36	19,43
23	1	49,5	17,91	11,01	61	35,58
Т2	1	45,1	32,91	19,52	76	44,08
Т4	1	66	35,03	24,21	80	53,21
14	1	25,3	5,03	1,71	50	30,71
15	1	33	4,97	5,27	40	23,73
Т 5	1	50,6	44,97	29	-	-

3.2 Выбор номинального напряжения

3.2.1 Выбор номинального напряжения для варианта I

Номинальное напряжение можно предварительно определить по известной передаваемой мощности Р и длине линии L по формуле Илларионова:

(3.1)

Проведя аналогичные расчеты для остальных участков запишем результаты в таблицу 6.

Таблица 6 - Результаты расчетов напряжения

Линия	Т6	36	23	25	15	14	Т4
U,кВ	152,87	124,18	83,09	31,13	109,27	116,57	157,57

Для этих линий выбираем U_ном = 220 кВ, т.к. все линии в кольце должны быть одного напряжения, а так же с учетом возможности дальнейшего расширения сети.

3.2.2 Выбор номинального напряжения для варианта II

Номинальное напряжение можно предварительно определить по известной передаваемой мощности Р и длине линии L по формуле Илларионова (3.1).

Проведя аналогичные расчеты для остальных участков, запишем результаты в таблицу 7.

Таблица 7 - Результаты расчетов напряжения

Линия	Т3	23	36	Т1	14	15
U,кВ	112,11	53,96	82,66	117,88	73,24	84,47

Для этих линий также выбираем U_ном = 110 кВ с учетом возможности дальнейшего расширения сети.

3.2.3 Выбор номинального напряжения для варианта III

Номинальное напряжение можно предварительно определить по известной передаваемой мощности Р и длине линии L по формуле Илларионова (3.1).

Проведя аналогичные расчеты для остальных участков, запишем результаты в таблицу 8.

Таблица 8 - Результаты расчетов напряжения

Линия	Т6	36	23	Т2	Т 4	14	15	Т5
U,кВ	120,05	52,68	81,74	107,19	112,55	44	43,92	123,58

Для этих линий выбираем U_ном = 110 кВ, т.к. все линии в кольце должны быть одного напряжения, а так же с учетом возможности дальнейшего расширения сети.

3.3 Выбор сечений проводов

3.3.1 Выбор сечений проводов для варианта I

Экономический выбор сечений проводов воздушных линий электропередачи проводится по экономической плотности тока j_эк. Порядок расчета при этом следующий.

Определяем токи на каждом участке сети:

, (3.2)

где P_j, Q_j - активная и реактивная мощности j-й линии в режиме максимальных нагрузок, кВт, кВАр;

n - количество цепей линии электропередачи;

U_ном - номинальное напряжение линии, кВ.

А;

А;

В зависимости от материала проводника, района страны и времени использования наибольших нагрузок Т_нб определяем j_{эк 1}=1 А/мм² [2].

Выбираем стандартное сечение, ближайшее к экономическому, определенному по формуле:

. (3.3)

При выборе стандартного сечения следует учитывать, что по механической прочности и отсутствию общей короны, марки проводов линий электропередачи напряжением 110 кВ - АС-70-АС-240[3].

, принимаем F_{Т 6} = 240 мм²;

, принимаем F₃₆ = 120 мм²;

Так как для замкнутых схем все участки сети выполняются проводами одного сечения, то примем сечение 240 мм²

Проверим выбранные сечения проводов на ток послеаварийного режима. Токи в линиях подсчитываем с учетом того, что по условию задания напряжение на шинах ТЭЦ-4 при тяжелых авариях в сети равно

U = 1,1•U_н = 1,1*220 = 242 кВ.

Токи в ветвях системы в послеаварийном режиме:

А;

А;

Проведя аналогичные расчеты для остальных участков, заполним таблицу 9.

Таблица 9 - Данные по выбору проводов для варианта I

№	n	L, км	Iн, А	Iп.ав,А	Iдоп,,А	Марка	R0, Ом	X0, Ом
Т 6	1	44	243,18	-	610	АС-240/32	0,118	0,435
36	1	67,1	136	97,6	610	АС-240/32	0,118	0,435
23	1	49,5	57,9	68,48	610	АС-240/32	0,118	0,435
25	1	23,1	12,97	209,61	610	АС-240/32	0,118	0,435
15	1	33	109,48	320,57	610	АС-240/32	0,118	0,435
14	1	25,3	141,36	349,58	610	АС-240/32	0,118	0,435
Т 4	1	66	239,4	438,63	610	АС-240/32	0,118	0,435

3.3.2 Выбор сечений проводов для варианта II

Выбор сечений для варианта II проводим аналогично варианту I, результаты записываем в таблицу 10.

А;

А;

, принимаем F_{Т 3} = 240 мм^2,

, принимаем F₂₃ = 70 мм²;

Токи в ветвях системы в послеаварийном режиме:

А;

А;

Проведя аналогичные расчеты для остальных участков, заполним таблицу 10.

Таблица 10 - Данные по выбору проводов для варианта II

№	n	L, км	Iн, А	I п.ав,А	Iдоп,,А	Марка	R0, Ом	X0, Ом
Т 3	2	36,3	230,57	419,21	610	АС-240/32	0,118	0,405
23	2	49,5	45,25	41,13	265	АС-70/11	0,422	0,444
36	2	67,1	107,36	97,6	330	АС-95/16	0,301	0,434
Т 1	2	52,8	252,15	458,46	610	АС-240/32	0,118	0,405
14	2	25,3	98,41	89,47	330	АС-95/16	0,301	0,434
15	2	33	122,06	110,96	390	АС-120/19	0,244	0,427

3.3.3 Выбор сечений проводов для варианта III

Выбор сечений для варианта III проводим аналогично варианту I, результаты записываем в таблицу 11.

А;

А;

, принимаем F_{Т 6} = 240 мм^2,;

, принимаем F₃₆ = 70 мм²;

Токи в ветвях системы в послеаварийном режиме:

А;

А;

Проведя аналогичные расчеты для остальных участков, заполним таблицу 11. Для замкнутых схем все участки сети выполняются проводами одного сечения:

Таблица 11 - Данные по выбору проводов для варианта III

№	n	L, км	Iн, А	I п.ав,А	Iдоп,,А	Марка	R0, Ом	X0, Ом
Т 6	1	44	260,31	-	610	АС-240/32	0,118	0,405
36	1	67,1	45,93	195,2	610	АС-240/32	0,118	0,405
23	1	49,5	110,38	336,95	610	АС-240/32	0,118	0,405
Т 2	1	45,1	200,81	419,21	610	АС-240/32	0,118	0,405
Т 4	1	66	223,51	458,46	610	АС-240/32	0,118	0,405
14	1	25,3	27,9	280	610	АС-240/32	0,118	0,405
15	1	33	38	221,93	610	АС-240/32	0,118	0,405
Т 5	1	5,06	280,85	-	610	АС-240/32	0,118	0,405

3.4 Определение потерь напряжения на участках линий в нормальном и послеаварийном режимах

3.4.1 Определение потерь напряжения на участках линий в нормальном и послеаварийном режимах для варианта I

Проверка по потере напряжения выполняется как для нормального, так и для послеаварийного режимов работы сети. Суммарные потери напряжения до наиболее удаленного пункта сети одного номинального напряжения в нормальном режиме работы не должны превышать 15%, а при наиболее тяжелых аварийных отключениях линий 20%.

Потери напряжения для n-цепной линии определяется по формуле:

(3.4)

где P_j, Q_j - активная и реактивная мощности линии кВт, кВАр;

r_0j, x_0j - активные и реактивные удельные сопротивления линии, Ом/км;

L - длина линии.

Нормальный режим (рассчитывается по потокораспределению в нормальном режиме работы сети - таблица 3).

кВ;

кВ;

Проведя аналогичные расчеты для остальных участков, запишем их результаты в таблицу 12.

Суммарная потеря напряжения в сети от источника питания до самой удаленной точки при нормальном режиме работы:

Аварийный режим.

Рассмотрим отказ линии Т6 в кольце. Потери напряжения в линиях подсчитываем с учетом того, что по условию задания напряжение на шинах ТЭЦ-4 при тяжелых авариях в сети равно

U = 1,10•U_н = 1,1•220 = 242 кВ.

кВ;

кВ;

Проведя аналогичные расчеты для остальных участков, запишем их результаты в таблицу 12.

Суммарная потеря напряжения в сети от источника питания до самой удаленной точки при аварийном режиме работы (отказ линии Т 6):

Таблица 12 - Результаты расчета потерь напряжения для варианта I

№	n	Uн, кВ	Uп.ав, кВ
Т6	1	6,01	-
36	1	5,29	3,52
23	1	1,66	4,64
25	1	0,2	2,69
15	1	1,97	5,89
14	1	1,99	4,96
Т 4	1	9,2	16,56

Суммарные потери напряжения в нормальном режиме работы не превышают 15%, а в аварийном режиме - 20%. Следовательно сечения проводов воздушных линий выбраны верно.

3.4.2 Определение потерь напряжения на участках линий в нормальном и послеаварийном режимах для варианта II

Проверка по потере напряжения выполняется как для нормального, так и для послеаварийного режимов работы сети. Суммарные потери напряжения до наиболее удаленного пункта сети одного номинального напряжения в нормальном режиме работы не должны превышать 15%, а при наиболее тяжелых аварийных отключениях линий 20%.

Потери напряжения для n-цепной линии определяется по формуле:

(3.4)

где P_j, Q_j - активная и реактивная мощности линии кВт, кВАр;

r_0j, x_0j - активные и реактивные удельные сопротивления линии, Ом/км;

L - длина линии.

Нормальный режим (рассчитывается по потокораспределению в нормальном режиме работы сети - таблица 4).

кВ;

кВ;

Проведя аналогичные расчеты для остальных участков, запишем их результаты в таблицу 13.

Суммарная потеря напряжения в сети от источника питания до самой удаленной точки при нормальном режиме работы:

.

.

Аварийный режим.

Рассмотрим отказ одной из двух линий в цепи Т3 и Т1. Потери напряжения в линиях подсчитываем с учетом того, что по условию задания напряжение на шинах ТЭЦ-4 при тяжелых авариях в сети равно

U = 1,10•U_н = 1,1•110 = 121 кВ.

кВ;

кВ;

Проведя аналогичные расчеты для остальных участков, запишем их результаты в таблицу 13.

Суммарная потеря напряжения в сети от источника питания до самой удаленной точки при аварийном режиме работы:

.

Таблица 13 - Результаты расчета потерь напряжения варианта 2

№	n	ДUнорм, кВ	ДUп.ав,кВ
Т 3	2	4,43	8,05
23	2	2,27	2,07
36	2	5,88	5,34
Т 1	2	7,44	13,52
14	2	2,16	1,96
15	2	2,98	2,71

Суммарные потери напряжения в нормальном режиме работы не превышают 15%, а в аварийном режиме - 20%. Следовательно сечения проводов воздушных линий выбраны верно.

3.4.3 Определение потерь напряжения на участках линий в нормальном и послеаварийном режимах для варианта III

Проверка по потере напряжения выполняется как для нормального, так и для послеаварийного режимов работы сети. Суммарные потери напряжения до наиболее удаленного пункта сети одного номинального напряжения в нормальном режиме работы не должны превышать 15%, а при наиболее тяжелых аварийных отключениях линий 20%.

Потери напряжения для n-цепной линии определяется по формуле:

(3.4)

где P_j, Q_j - активная и реактивная мощности линии кВт, кВАр;

r_0j, x_0j - активные и реактивные удельные сопротивления линии, Ом/км;

L - длина линии.

Нормальный режим (рассчитывается по потокораспределению в нормальном режиме работы сети - таблица 5).

кВ;

кВ;

Проведя аналогичные расчеты для остальных участков, запишем их результаты в таблицу 14.

Суммарная потеря напряжения в сети от источника питания до самой удаленной точки при нормальном режиме работы:

.

.

Аварийный режим.

Рассмотрим отказ линий Т6 и Т5. Потери напряжения в линиях подсчитываем с учетом того, что по условию задания напряжение на шинах ТЭЦ-4 при тяжелых авариях в сети равно

U = 1,10•U_н = 1,1•110 = 121 кВ.

кВ;

кВ;

Проведя аналогичные расчеты для остальных участков, запишем их результаты в таблицу 14.

Суммарная потеря напряжения в сети от источника питания до самой удаленной точки при аварийном режиме работы (отказ линии Т6):

.

Таблица 14 - Результаты расчета потерь напряжения варианта 3

№	n	ДUнорм, кВ	ДUп.ав, кВ
Т 6	1	6,01	-
36	1	1,78	6,72
23	1	2,96	8,84
Т 2	1	4,83	10
Т 4	1	8,36	16,9
14	1	0,3	3,83
15	1	0,82	3,91
Т 5	1	7,84	-

Суммарные потери напряжения в нормальном режиме работы не превышают 15%, а в аварийном режиме превышают 20%. Потери напряжения больше указанных допустимых значений, такой вариант сети необходимо исключить из дальнейшего рассмотрения, обеспечение необходимого уровня напряжения у потребителей потребует чрезмерно больших затрат на установку устройств регулирования напряжения и данный вариант сети будет экономически нецелесообразным.

4. Выбор числа и мощности трансформаторов

электрический напряжение потребление трансформатор

При проектировании электрических сетей на подстанциях всех категорий рекомендуется применять не более двух трехфазных трансформаторов. При определении номинальной мощности трансформаторов необходимо учитывать допустимые систематические и аварийные перегрузки трансформаторов в целях снижения суммарной установленной мощности. При выполнении курсового проекта конкретные суточные графики активных и реактивных нагрузок пунктов потребления не заданы и оценить допустимые систематические перегрузки в проекте не представляется возможным. Поэтому при расчете номинальных мощностей трансформаторов следует исходить из следующих положений:

1. На двухтрансформаторных подстанциях при отсутствии резервирования по сетям вторичного напряжения мощность каждого трансформатора выбирают равной не более 0,7…0,8 суммарной нагрузки подстанции на расчетный период (в период максимальной нагрузки).

2. При отключении наиболее мощного трансформатора оставшийся в работе должен обеспечить питание потребителей I, II категорий во время ремонта или замены этого трансформатора с учетом допустимой перегрузки 40%.

Мощность трансформатора на понижающих подстанциях рекомендуется выбирать с учетом коэффициента перегрузки 1,4, т.е. по условию

(4.1)

где n_Т = 2 - число однотипных трансформаторов, устанавливаемых на подстанции.

Для расчетной сети примем наибольшие ближайшие мощности трансформаторов [3]. Данные занесем в таблицы 15.1 и 15.2.

Таблица 15.1 - Данные по трансформаторам для II варианта.

ПС	Тип трансформатора	SТ.расч, МВА	SТ.ном, МВА	ДРхх, кВт	ДРк, кВт	Uк, %	Iх, %
1	ТРДН-25000/110	8,71	25	22	120	11,5	0,2
2	ТРДН-25000/110	12,32	25	22	120	11,5	0,2
3	ТРДН-25000/110	21,23	25	22	120	11,5	0,2
4	ТРДН-32000/110	26,79	32	45	150	11,5	0,65
5	ТРДН-40000/110	33,22	40	50	170	11,5	0,9
6	ТРДН-32000/110	29,2	32	45	150	11,5	0,65

Таблица 15.2 - Данные по трансформаторам для III варианта.

ПС	Тип трансформатора	SТ.расч, МВА	SТ.ном, МВА	ДРхх, кВт	ДРк, кВт	Uк, %	Iх, %
1	ТДН-10000/110	8,71	10	14	60	10,5	0,7
2	ТДН-16000/110	12,32	16	19	85	10,5	0,7
3	ТДН-25000/110	21,23	25	27	120	10,5	0,7
4	ТДН-40000/110	26,79	40	34	170	10,5	0,55
5	ТДН-40000/110	33,22	40	34	170	10,5	0,55
6	ТДН-40000/110	29,2	40	34	170	10,5	0,55

5. Выбор главных схем электрических соединений подстанций

Схемы электрических соединений понижающих ПС 110…220/10 кВ на стороне ВН определяется назначением каждой из ПС и ее местоположением в составе сети. Это могут быть узловая, проходная, тупиковая или на ответвлениях от линии ПС. В соответствии с классификацией ПС подразделяются на подгруппы:

1. ПС 110…330 кВ, осуществляемые по так называемым упрощенным схемам на стороне ВН с минимальным количеством или без выключателей, с одним или двумя трансформаторами, питающимися по одной или двум линиям ВН; на стороне СН (110 или 35 кВ) может быть до шести присоединений воздушных линий.

2. ПС проходные 110…500 кВ с количеством трансформаторов или автотрансформаторов от двух до четырех, с количеством присоединяемых воздушных линий ВН - до четырех и на СН до десяти с количеством выключателей на ВН до девяти.

3. Узловые ПС (общесистемного значения) 35…1150 кВ с количеством автотрансформаторов - до четырех, воздушных линий на ВН - до восьми и на СН - до десяти.

Для рассматриваемых вариантов выбираем главные схемы электрических соединений подстанций [4]:

А) для кольцевых сетей применяется схема "мостик" (рисунок 5);

Б) для тупиковых ПС в радиальных сетях применяем схему с двумя блочными соединениями воздушных линий и трансформаторов (рисунок 6);

В) для кольцевых и магистральных схем, если количество приходящих и отходящих линий 4 и более, применяем схему с одной рабочей, секционированной выключателем, и обходной системами шин (рисунок 7).



Рисунок 5 - Схема "мостик"

Рисунок 6 - Схема с двумя блочными соединениями воздушных линий и трансформаторов

Рисунок 7 - Схема с одной рабочей, секционированной выключателем, и обходной системами шин

Сведем результаты выбора главных схем для вариантов в таблицу 16.

Таблица 16 - Результаты выбора главных схем для вариантов сетей

Вариант	Пункты питания
	1	2	3	4	5	6
II	А	А	А	А	А	А
III	В	Б	В	Б	Б	Б

6. Технико-экономический выбор

Экономическая целесообразность схемы определяется минимальными дисконтированными затратами по формуле:

3 = D_экв·K_соор + З_пот, (6.1)

где D_экв - эквивалентный дисконтированный множитель;

K_соор - капиталовложения на сооружение объекта;

З_пот - затраты на потери электроэнергии.

, (6.2)

где а_рен - коэффициент отчислений на реновацию;

а - общие нормы отчислений от капиталовложений;

Е = 0,1 - норматив дисконтирования;

Т_э- время эксплуатации объекта до окончания расчетного периода;

Т_э = Т_р - Т_с = 10 - 2 = 8 лет

D_эр - расчетный дисконтированный множитель за срок эксплуатации до окончания расчетного периода.

(6.3)

(6.4)

где - издержки на возмещение потерь электроэнергии;

ДW - потери электроэнергии в объекте;

ДW = (ДР_тр + ДР_л)•ф

- время максимальных потерь;

Т_нб = 5500 ч - максимальная продолжительность использования наибольшей нагрузки в году;

С - стоимость 1 кВт, руб./кВт·ч.

6.1 Технико-экономический расчет второго варианта

Расчетный дисконтированный множитель за срок эксплуатации до окончания расчетного периода по формуле (6.3):

.

Эквивалентный дисконтированный множитель для ЛЭП по формуле (6.2):

Эквивалентный дисконтированный множитель для ПС по формуле (6.2):

Затраты на потери электроэнергии определяются по формуле:

(6.5)

ч.

Потери в линиях определяем по формуле:

, (6.6)

МВА.

МВА.

аналогично:

МВА.

МВА.

МВА.

МВА.

МВА.

ДР_Л = 0,92+0,44+0,06+0,001+0,14+0,18+1,34=3,079 МВт.

Потери в трансформаторах определяем по формулам:

. (6.7)

. (6.8)

кВт.

кВАр.

Проведя аналогичные расчеты для остальных пунктов, запишем их результаты в таблицу 17.

Таблица 17 - Потери мощности в трансформаторах

№ пункта питания	Активные P, кВт	Реактивные Q, кВАр
1	51,28	274,52
2	55,56	448,83
3	87,38	1139,43
4	142,55	1705,21
5	105,86	2306,63
6	152,54	1950,27

ДP_Т =51,28+55,56+87,38+142,55+105,86+152,54=598,18 кВт.

Общие активные потери линий и трансформаторов:

ДР = ДР_Т + ДР_Л. (6.9)

ДР = 3079+598,18=3677,18 кВт.

Затраты на потери электроэнергии по формуле (6.5):

тыс. руб.

Капитальные затраты на сооружение линий определяются по формуле:

(6.10)

где С_лi - стоимость 1 км линии [5], тыс.руб./км;

L_i - длина линии, км;

n - число линий.

тыс. руб.

Капитальные затраты на сооружение подстанций соответственно [5].

тыс. руб.

Общие минимальные дисконтированные затраты по формуле:

(6.12)

З₁ = 0,71•344960+ 0,98•744000 + 613,06 = 974655 тыс. руб.

6.2 Технико-экономический расчет третьего варианта

Потери в линиях по формуле (6.6):

МВА.

МВА.

аналогично:

МВА.

МВА.

МВА.

МВА.

ДР_Л = 1,37+0,26+1,4+2,38+0,44+0,72=6,559 МВт.

Потери в трансформаторах определяем по формулам:

. (6.7)

. (6.8)

кВт.

кВАр.

Проведя аналогичные расчеты для остальных пунктов, запишем их результаты в таблицу 18.

Таблица 18 - Потери мощности в трансформаторах

№ пункта питания	Активные P, кВт	Реактивные Q, кВАр
1	50,76	538,36
2	63,18	721,65
3	97,38	1299,04
4	106,12	1381,69
5	126,64	1888,66
6	113,36	1560,68

ДP_Т = 50,76+63,18+97,38+106,12+126,64+113,36=557,44кВт.

Общие активные потери линий и трансформаторов по формуле (6.9):

ДР = 557,44+6559=7116,44 кВт.

Затраты на потери электроэнергии по формуле (6.5):

тыс. руб.

Капитальные затраты на сооружение линий по формуле (6.10):

Капитальные затраты на сооружение подстанций соответственно [5].

тыс. руб.

Общие минимальные дисконтированные затраты по формуле (6.12):

З₂ = 0,71•396000 + 0,98•414000 + 1186,45 = 640808 тыс. руб.

Таблица 19 - Капитальные затраты на сооружение и эксплуатацию вариантов сети

Вариант сети	II	III
Капитальные затраты, тыс.руб.	974655	640808

Выбираем третий вариант сети (рисунок 5).

Удельная себестоимость передачи полезно отпущенной потребителям электроэнергии в спроектированной сети определяется по формуле:

, (6.13)

где И - суммарные ежегодные издержки по эксплуатации спроектированной сети, определяются по формуле:

. (6.14)

7. Расчет параметров основных режимов сети

Задачей данного раздела курсового проекта является определение потоков мощности по линиям выбранного варианта электрической сети и напряжений на шинах подстанций в основных расчетных нормальных и послеаварийных режимах работы с учетом потерь мощности и напряжения в элементах сети.

7.1 Составление схемы замещения районной сети

Схема замещения районной сети объединяет замещения трансформаторов подстанций, линий электропередачи, компенсирующих устройств, генераторов в соответствии с коммутационной схемой системы.

В целях упрощения расчетов проводимости трансформаторов учитываются потерями холостого хода трансформаторов:

, (7.1)

а емкостные проводимости линии - зарядной мощностью Q_c:

(7.2)

Схема замещения данной энергосистемы приведена на рисунке 8.



Рисунок 8 - Схема замещения энергосистемы

Все параметры схемы замещения вычисляются в именованных единицах по удельным параметрам r₀, х ₀, b₀ для ВЛ и паспортным данным U_к, P_к, I_к и P_х - для трансформаторов по следующим формулам:

(7.3)

где n - число цепей в линии.

Для двух параллельно работающих трансформаторов данные возьмем из таблицы 18 и занесем в таблицу 21.

Таблица 20 - Расчетные параметры воздушных линий

Линия	Активное сопротивление RЛ, Ом	Реактивное сопротивление XЛ, Ом	Проводимость bЛ, 10-6 Cм	Зарядная мощность QC/2, МВАр
Т3	2,14	7,35	203,86	1,23
23	10,44	10,99	252,15	1,53
36	10,10	14,56	350,4	2,12
Т1	3,12	10,69	296,52	1,79
14	3,81	5,49	132,12	0,8
15	4,03	7,05	175,43	1,06

Таблица 21 - Расчетные параметры трансформаторов

№ пункта питания	Сопротивления	Потери мощности в трансформаторе
	активное RТР, Ом	реактивное XTР, Ом	активные PТР, кВт	реактивные QТР, кВАр	полные SТР, кВА
1	7,95	139	50,76	538,36	540,75
2	4,38	86,7	63,18	721,65	724,41
3	2,54	55,9	97,38	1299,04	1302,69
4	1,4	34,7	106,12	1381,69	1385,75
5	1,4	34,7	126,64	1888,66	1892,9
6	1,4	34,7	113,36	1560,68	1564,8

7.2 Электрический расчет

Электрический расчет предлагается проводится для случая, когда известна максимальная нагрузка на шинах НН трансформаторов. Расчет режимов выполняется методом последовательных приближений. По заданию, напряжение при наибольших нагрузках равно 1,15U_н, а при тяжелых авариях 1,1U_н. При таком условии находимо распределение мощностей в сети с учетом потерь мощности и зарядных мощностей, генерируемых линиями.

Электрический расчет производим для двух режимов:

1) режим максимальных нагрузок;

2) послеаварийный режим.

При расчете этих режимов используются следующие формулы:

мощность в конце линии:

, (7.5)

мощность в начале линии:

, (7.7)

поток мощности в линии:

. (7.8)

Режим максимальных нагрузок.

Линия Т3.

Расчет для остальных линий аналогичен приведенному выше, сведем его результаты в таблицу 22.

Таблица 22 - Электрический расчет для режима максимальной мощности

Линия	Мощность в конце линии , МВА	Потери мощности Sл, МВА	Мощность в начале линии , МВА	Поток мощности Sл, МВА
Т3	76,1+j44,15	1,04+j3,56	77,13+j47,7	77,13+j46,47
23	15,06+j7,42	0,18+j0,19	15,24+j7,62	15,24+j6,09
36	36,11+j18,87	1,05+j1,51	37,16+j20,38	37,16+j18,26
Т1	80,05+j51,96	1,77+j6,09	81,82+j58,04	81,82+j56,25
14	30,11+j23,08	0,34+j0,49	30,45+j23,58	30,45+j22,78
15	40,13+j24,56	0,56+j0,97	40,68+j25,54	40,68+j24,48

Послеаварийный режим.

Расчет послеаварийных режимов производится для максимальных нагрузок.

В дальнейшем будем рассматривать обрыв линий А1 и А6.

Значения, вычисленные по формулам (7.5); (7.6); (7.7); (7.8).

Линия Т3.

Расчет для остальных линий аналогичен приведенному выше, сведем его результаты в таблицу 23.

Таблица 23 - Электрический расчет для послеаварийного режима

Линия	Мощность в конце линии , МВА	Потери мощности Sл, МВА	Мощность в начале линии , МВА	Поток мощности Sл, МВА
Т3	76,1+j44,15	2,26+j7,77	78,36+j51,92	78,36+j50,68
23	15,06+j7,42	0,2+j0,21	15,26+j7,64	15,26+j6,11
36	36,11+j18,87	1,15+j1,65	37,26+j20,52	37,26+j18,4
Т1	80,05+j51,96	3,88+j13,30	83,93+j65,26	83,93+j63,47
14	30,11+j23,08	0,37+j0,54	30,48+j23,62	30,48+j22,82
15	40,13+j24,56	0,61+j1,07	40,74+j25,63	40,74+j24,57

На следующем этапе расчета определяются напряжения в узловых точках. Исходными данными при этом служат: напряжение в точках сети, т.е. на шинах системной подстанции, и значение мощностей в начале каждой схемы замещения, определенные на первом этапе.

Напряжения в узловых точках в режиме максимальных нагрузок.

Напряжение на источнике питания составляет U_ИП = 1,15U_ном =126,5 кВ.

Напряжение в k-м узле находится по формуле:

(7.9)

кВ.

кВ.

Аналогично:

кВ.

кВ.

кВ.

кВ.

Напряжения в узловых точках в послеаварийном режиме.

Рассматриваем обрыв линий Т 1и Т 3.

Напряжение на источнике питания составляет

U_ИП = 1,1U_ном =121 кВ.

кВ.

кВ.

Аналогично:

кВ.

кВ.

кВ.

кВ.

8. Регулирование напряжения в сети

Одним из важнейших показателей качества электроэнергии служит отклонение напряжения. Установленные ГОСТом нормы на отклонение напряжения в определенной степени обеспечиваются средствами регулирования напряжения. Наиболее эффективным методом регулирования напряжения является регулирование под нагрузкой (РПН). Они способны обеспечивать любой вид регулирования напряжения, включая и встречное регулирование.

Согласно ПУЭ, на шинах 10 кВ подстанций должен осуществляться закон встречного регулирования напряжения от +5 (или более) до 0% при изменении нагрузки подстанций от наибольшей до наименьшей.

Обычно при наибольших нагрузках достаточны отклонения напряжения на этих шинах в пределах 5…6%.

Режим максимальных нагрузок.

Для пункта 1.

Напряжение на шинах НН, приведенное к стороне ВН, определяется по формуле:

(8.1)

где Р_н, Q_н - активная и реактивная мощности нагрузки в рассматриваемом режиме;

R_Т, Х_Т - активное и реактивное сопротивления трансформаторов с учетом количества параллельно работающих трансформаторов, Ом.

Число рабочих ответвлений понижающих трансформаторов, а также линейных регулировочных трансформаторов:

(8.2)

где U_нн, U_вн - номинальные напряжения обмоток НН и ВН;

U_н.жел - желаемое напряжение на шинах НН;

U_отв - степень регулирования напряжения в процентах.

Вычисленное значение округляется до ближайшего целого числа n_отв c учетом максимального числа ответвлений, которое может колебаться от 8 до 10 для различных типов трансформаторов. Принимаем n_отв = 3.

Действительное напряжение на шинах НН:

(8.3)

кВ.

Отклонение напряжения на шинах НН от номинального (U_ном = 10,5кВ):

(8.4)

Расчеты для остальных пунктов сведем в таблицу 24.

Таблица 24 - Результаты расчетов ответвлений трансформаторов в режиме максимальных нагрузок

пункт питания	Uн', кВ	nотв.жел	nотв	Uн, кВ	U,%
1	115,17	2,9	3	5,99	0,17
2	117,29	3,98	4	6	0,03
3	118,41	4,42	4	10,57	0,7
4	114,23	2,28	2	10,55	0,48
5	113,18	1,88	2	5,99	0,21
6	114,26	2,43	2	6,04	0,74

Послеаварийный режим.

Для пункта 1:

кВ.

Расчеты для остальных пунктов сведем в таблицу 25.

Таблица 25 - Результаты расчетов ответвлений трансформаторов в послеаварийном режиме

пункт питания	Uн', кВ	nотв.жел	nотв	Uн, кВ	U,%
1	94,33	-7,79	-8	6,03	0,43
2	106,43	-1,59	-2	6,05	0,76
3	102,66	-3,64	-4	10,57	0,69
4	99,33	-5,35	-5	10,43	0,67
5	98,2	-5,81	-6	6,02	0,38
6	103,23	-3,23	-3	5,97	0,43

Заключение

В данном курсовом проекте был рассмотрен технический и экономический расчет электроснабжения районной электрической сети. Проведенные расчеты показали необходимость использования линии электропередач напряжением 220 кВ. В результате проектирования был разработан проект электрической сети, имеющей шесть подстанций, питающихся от ТЭЦ-4. Были рассмотрены три возможных варианта схем соединения пунктов питания и потребления между собой. Потери напряжения I варианта больше указанных допустимых значений, поэтому такой вариант сети исключили из дальнейшего рассмотрения, обеспечение необходимого уровня напряжения у потребителей потребует чрезмерно больших затрат и данный вариант сети будет экономически нецелесообразным.

На основании проведенного технико-экономического сравнения вариантов был выбран наиболее дешевый II вариант. Применяются провода марки АС на железобетонных опорах.

Подстанции выполнены двухтрансформаторными для обеспечения необходимой надежности электроснабжения потребителей, а также для бесперебойного транзита мощности в проходных и узловых подстанциях. Выбраны двухобмоточные трансформаторы марок ТДН мощностью от 10 до 40 МВА. Для выбранной схемы сети определены потери напряжения, которые не превышают 9,37 % от номинального в режиме передачи максимальной мощности и 13,42% при аварии в сети.

Для обеспечения необходимого уровня напряжения у конечных потребителей применяется встречное регулирование напряжения.

Стоимость сооружения и эксплуатации спроектированной сети составила 640808 тыс. руб. Удельная себестоимость передачи электроэнергии в такой сети составила 0,08 .

Литература

1. Проектирование электрической сети: Методические указания к выполнению курсового проекта по дисциплине "Электроэнергетические системы и сети" / Уфимск. гос. авиац. техн. ун-т.; Сост. Т.Ю. Волкова, Т.А. Ишмеев. - Уфа, 2005. - 42 с.

2. Правила устройства электроустановок. Изд. 7-ое, перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 2003г. - 549 с.

3. Кабышев А.В., Обухов С.Г. Расчет и проектирование систем электроснабжения: Справочные материалы по электрооборудованию: Учеб. пособие / Том. политехн. ун-т. - Томск, 2005. - 168 с.

4. Трунина Е.Р. Районная электрическая сеть электроэнергетической системы/ Методические указания, Йошкар-Ола, 2000 г. - 55с.

5. Справочник по проектированию электрических сетей /под ред. Д.Л. Файбисовича. - 4-е изд., перераб. и доп. - М. :ЭНАС, 2012. - 376 с. : ил.

Список сокращений

ИП - источник питания

ТЭЦ - теплоэлектроцентраль

КУ - компенсирующее устройство

ПС - подстанция

ВН - высшее напряжение

СН - среднее напряжение

ЛЭП - линия электропередачи

РУ - распределительное устройство

ВЛ - воздушная линия

НН - низшее напряжение

РПН - регулирование напряжения под нагрузкой

Размещено на Allbest.ru