Разработка схемы и расчет режима районной электрической сети

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

электрический напряжение электропередача трансформаторный

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.

1. Составление вариантов схем электрической сети

К основным вопросам, которые решаются в процессе проектирования электрических сетей относятся:

-выбор конфигурации электрической сети,

-выбор типов подстанций,

-выбор номинальных напряжений

-выбор сечений проводников

-выбор схем и оборудования подстанций

При решении этих вопросов предлагается несколько конкурентоспособных схем. При этом все варианты должны удовлетворять требуемые степени надежности.

Варианты выбираются исходя из наименьшей суммарной длины новых линий, требуемого уровня надежности и перспективы развития энергосистемы.

Первым этапом создания вариантов схем сети является выбор конфигурации сети. Для этого между источником питания и новыми пунктами нагрузок, с учетом их расположения на местности в масштабе, проводим линии, которые отображают расположение новых ЛЭП. Варианты схем электрической сети представлены на рис.1.

Рис.1. Варианты конфигурации сети



Рис.1. Варианты конфигурации сети

Рассмотрим преимущества и недостатки предложенных вариантов.

Вариант (а) - это сеть с двухсторонним питанием - кольцо. Основными достоинствами являются: надежность работы (при выходе из строя одного из источников или какого-то участка потребители будут получать электрическую энергию от другого источника); гибкость и низкие потери мощности (свободные изменения перетоков мощности в процессе изменения нагрузок обеспечивают оптимальное распределение мощностей по участкам сети, что приводит к меньшим потерям и меньшим колебаниям напряжения при изменении нагрузок); возможность развития сети без коренной реконструкции. Для выбранных вариантов определим длины участков линии (масштаб плана сети 1:1000000):

Вариант (а)

LA4=43 км L41=67 км

L1B=86 км LA2=42 км

L23=72 км L3B=67 км

Вариант (г)

L2A=42 км LА4=43 км

L43=86 км L31=110 км

L1В=86 км

Варианты выбираются исходя из наименьшей суммарной длины новых линий, требуемого уровня надежности и перспективы развития энергосистемы.

Вариант г) - в данном варианте будет наименьшая суммарная длина новых линий по сравнению с другими схемами электрической сети.

Варианты б) и в) исключаем из-за большой суммарной длины новых линий.

Для дальнейшего рассмотрения выбираем наиболее рациональные варианты конфигурации сети. Это схемы а) и г).

2. Предварительный расчет мощностей

Для выбора сечения проводов необходимо знать величину потока мощности, проходящего по линии, и напряжение сети. Так как на начальном этапе неизвестны сечения проводов и напряжения, то точный расчёт перетоков мощностей в линиях невозможен. Поэтому для определения предварительного распределения активных мощностей принимают следующее: исходную сеть считают однородной, то есть все линии принимают выполненными проводом одного сечения.

В этом случае распределение мощностей в линиях определяется их длинами и может быть найдено на основании метода расчёта линий с двухсторонним питанием. Мощность на головном участке сети определяем по формулой:

;

где L_iB - расстояние от нагрузки до противоположного источника питания;

L_AB - расстояние между источниками питания.

Мощность остальных участков находятся из условия баланса мощностей в узлах.

Вариант (а). На первом этапе расчета распределение мощностей по участкам кольцевую схему преобразуют в схему с двумя источниками питания, условно разрезая её по источникам питания.

1 вариант конфигурации первой сети. См. рис. 2а:



Рис.2а

Р₄₁=Р_А4-Р₄=17МВт

Проверим баланс активных мощностей: Р_А4+Р_1В=Р₄+Р₁

Баланс активных мощностей соблюдается.

1 вариант конфигурации первой сети. См. рис. 2б:

Рис.2б

Р₂₃=Р_А2-Р₂=5,5МВт

Проверим баланс активных мощностей:

Р_А2+Р_3В=Р₂+Р₃

Баланс активных мощностей соблюдается.

1 вариант конфигурации второй сети. См.рис.3а:

Рис.3а

РА2=Р2=20МВт

2 вариант конфигурации второй сети. См.рис.3б:

Рис.3б

Проверим баланс активных мощностей: РА4+Р1В=Р4+Р3+Р1. Баланс активных мощностей соблюдается.

3. Выбор номинально напряжения электрической сети

Номинальное напряжение ЛЭП существенно влияет на технико-экономические показатели. При большом номинальном напряжение возможны передача большой мощности на большие расстояния и с меньшими потерями. С повышением номинального напряжения существенно возрастает капиталовложения в ЛЭП и оборудования.

Выбор номинальных напряжений линий электропередач и подстанций производится в проекте по схеме электрической сети в целом. Области применения отдельных номинальных напряжений, установленных действующим стандартом (ГОСТ 721 - 77), регламентированы по технико-экономическим соображениям.

Номинальное напряжение ЛЭП зависит от многих факторов. Среди которых, наиболее важными, являются: передавая мощность и расстояние. Приближенные значения номинального напряжения могут быть получены по эмпирическим формулам и таблицам.

Так как в данном проекте длины участков линии не превышают 250 км и мощность участков меньше 60Мвт, то целесообразнее производить расчет номинального напряжения по формуле Стилла:

где

UН - напряжение участка линии, кВ;

L - длина участка линии, км;

P - активная мощность, протекающая по участку линии, МВт.

Формула даёт приемлемые результаты при длинах линий меньших 250 км и протекающей мощности меньшей 60 МВт.

Определим номинальное напряжение каждого участка для первого варианта конфигурации сети:

Из шкалы номинальных напряжений выбираем напряжение проектируемой сети 110 кВ.

Аналогично найдём номинальное напряжение сети для второго варианта:

Из шкалы номинальных напряжений выбираем напряжение проектируемой сети 110 кВ.

4. Выбор сечений проводов по экономической плотности

Основным критерием, по которому при проектировании выбирают провода, является минимальное значение годовых приведённых затрат на сооружение и эксплуатацию воздушной линии электропередач. В общем случае провода различаются материалом токоведущей части и её сечением. На основе имеющегося опыта эксплуатации и проектирования для воздушных линий электропередач на напряжение 110-500 кВ применяются сталеалюминевые провода.

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 потерю энергии, уменьшающимися при увеличении сечения.

Согласно Правилам устройства электроустановок (ПУЭ) упрощённый выбор сечений осуществляется по экономической плотности тока:

где I_р - расчётный ток нормального рабочего режима, А;

j_э - экономическая плотность тока для заданных условий работы линии, А/мм².

Расчётный ток I_р определяется по мощности, протекающей по рассматриваемому участку линии в режиме наибольших нагрузок:

Определим расчётные токи I_р по формуле для каждого из участков первого варианта конфигурации эл. сети района:

Аналогично проведём расчёты для второго варианта конфигурации электрической сети района:



Определим экономическое сечение провода F_р для каждого из участков первого варианта конфигурации электрической сети района с учетом, что для алюминиевых проводов при числе часов использования максимума T_m = 5000 ч (согласно заданию на курсовое проектирование) экономическая плотность тока j_э равна 1 А/мм:

FрА4=240мм²

Fp1В=190мм²

Fp41=90мм²

FpА2=260мм²

Fp23=30мм²

Fp3В=200мм²

Аналогично проведём расчёты для второго варианта конфигурации электрической сети района:

FpА2=116мм² FpА4=340мм²

Fp43=198мм² Fp31=35мм²

Fp1В=326мм²

По экономическим сечениям из справочника для каждого участка выбираем марку провода со стандартным сечением (ближайшим к экономическому):

1) для первого варианта:

Таблица 1

Расчетное сечение	Наименование сечения	Допуст. продолж. (длительный) ток вне помещений
FрА4=240мм2	АС240/32 мм2	605 А
Fp1В=190мм2	АС185/24 мм2	520 А
Fp41=90мм2	АС95/16 мм2	330 А
FpА2=260мм2	2АС120/19 мм2	390 А
Fp23=70мм2	АС70/11 мм2	265 А
Fp3В=200мм2	АС185/24 мм2	520А

2)для второго варианта:

Расчетное сечение	Наименование сечения	Допус. продолжительный (длительный) ток вне помещений
FpА2=230мм2	2АС120/19 мм2	390 А
FpА4=340мм2	2АС185/24 мм2	520 А
Fp43=198мм2	АС185/24 мм2	520 А
Fp31=70мм2	АС70/11 мм2	265 А
Fp1В=326мм2	АС185/24 мм2	520 А

5. Проверка выбранных сечений

5.1 Проверка выбранных сечений по условиям короны

Потери на корону зависит от напряжённости электрического поля. Увеличение диаметра провода влечёт за собой почти прямо пропорциональное снижение рабочей напряжённости. Поэтому для снижения потерь мощности на корону сечения проводов необходимо увеличивать.

Проверка выбранных сечений по условиям короны проводится для воздушных линий электропередачи напряжением 35 кВ и выше, которые прокладываются по трассам свыше 1000 м над уровнем моря. При более низких отметках проверка по условиям короны не производится, если количество проводов в фазе и их диаметр равны или больше минимально допустимых сечений и диаметров проводов по условиям короны, приведённые в справочнике.

По справочным данным для воздушных линий электропередачи 110 кВ минимально допустимое сечение по условиям короны сталеалюминевого провода 70 мм², диаметр провода 11.4 мм (соответственно провод АС70/11).

Все участки первого варианта конфигурации электрической сети района проходят по условиям короны, кроме участка 2-3 (АС35/6,2 ) на котором принимаем провод АС70/11, длительнодопустимый ток равен 265А.

Аналогично проведём проверку для второго варианта. Все участки второго варианта конфигурации электрической сети района проходят по условиям короны, кроме участка 3-1 (АС35/6,2 ) на котором принимаем провод АС70/11, длительнодопустимый ток равен 265А.

5.2 Проверка выбранных сечений по механической прочности опор

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

Еcли расчётное 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).

Для сооружения ВЛ районной сети в обоих вариантах конфигурации схемы применяем стальные опоры. Соответственно для опор данного типа при номинальном напряжении сети 110 кВ по условиям механической прочности максимально допустимое сечение по справочным данным 240 мм²

В первом варианте конфигурации электрической сети района участок А-2 не проходит по данному условию. Выполняем этот участок двуцепной линией.

А-2: 2 * АС 240/32, I _дл.д=605 А,

Во втором варианте конфигурации электрической сети района участки А-4 и 1-В не проходят по данному условию. Выполняем эти участки двуцепной линией.

А-4: 2 * 185/24мм², I _дл.д=520 А

1-В: 2 * 185/24 мм², I _дл.д=520 А

5.3 Проверка выбранных сечений по допустимой токовой нагрузке в послеаварийном режиме

При протекании тока по проводнику происходит нагрев проводника и его изоляции. Чтобы обеспечить длительную работу проводов, их температура не должна превосходить предельно допустимой температуры, которой соответствуют вполне определённые токи при определённых условиях охлаждения (температура окружающей среды, условие прокладки проводников).

В послеаварийном режиме по проводам протекает ток значительно выше, чем в нормальном режиме. Проверка по допустимой токовой нагрузке в послеаварийном режиме производится по следующей формуле:

где Iм-наибольший из средних за полчаса токов линии в нормальном, ремонтном и послеаварийных режимах;

Iд-допустимый длительный ток провода с учетом поправочных коэффициентов на условия прокладки и температуру окружающей среды.

По итогам предыдущих проверок выбранных сечений исходные схемы получили изменения. Проверим выбранные сечения по допустимой токовой нагрузки в послеаварийном режиме для первого варианта конфигурации схемы районной сети. Рассмотрим участок А-2 (вариант 1), выполненный двухцепной линией. Для него аварийным режимом будем считаться отключение одной цепи, тогда вся мощность будет протекать по неповреждённой цепи (см. рис.4).



Рис.4

Следовательно, потокораспределение не меняется.

I_{ав А2} = I_{р А2} = 260 А

I_{дл.доп А2} = 390 А > 260 А следовательно, условие выполняется.

Рассмотрим участок А-2 (вариант 2), выполненный двухцепной линией. Для него аварийным режимом будем считаться отключение одной цепи, тогда вся мощность будет протекать по неповреждённой цепи (см. рис.5).

Рис.5

Следовательно, потокораспределение не меняется.

I_{ав А2} = I_{р А2} = 230 А

I_{дл.доп А2} = 330 А > 230 А следовательно, условие выполняется.

Рассмотрим участок А-4 (вариант 2), выполненный двухцепной линией. Для него аварийным режимом будем считаться отключение одной цепи, тогда вся мощность будет протекать по неповреждённой цепи (см. рис.6).

Рис.6

Следовательно, потокораспределение не меняется.

I_{ав А4} = I_{р А4} = 340 А

I_{дл.доп А4} = 520 А > 340 А следовательно, условие выполняется.

Рассмотрим участок 1-В (вариант 2), выполненный двухцепной линией. Для него аварийным режимом будем считаться отключение одной цепи, тогда вся мощность будет протекать по неповреждённой цепи (см. рис.7).

Рис.7

Следовательно, потокораспределение не меняется.

I_ав1В= = I_{р 1В} = 326 А

I_{дл.доп 1В} = 520 А > 326 А следовательно, условие выполняется.

Все провода прошли проверку по длительно допустимому току.

6. Выбор трансформаторов подстанций

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, что не относится к данному курсовому проекту.

Мощность трансформаторов выбирается по нагрузке пятого года эксплуатации подстанции. При выборе трансформаторов на понижающие подстанции необходимо учитывать:

1) заполнение суточного графика нагрузки;

2) продолжительность максимума нагрузки;

3) летние недогрузки трансформаторов;

4) зимние температуры воздуха;

5) 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:

S_Тном;

2) по перегрузке в послеаварийном режиме:

S_Тном ,

где Sm-максимальная нагрузка подстанции в нормальном режиме;

k_ав - допустимый коэффициент перегрузки трансформаторов в аварийных случаях;

k_1-2- коэффициент участия в нагрузке потребителей I и II категорий.

Значение К_ав в соответствии с ПУЭ берётся равным 1.4, что допускает перегрузку трансформатора на 40% в течение не более 5 суток на время максимумов нагрузки продолжительностью не более 6 ч в сутки. Коэффициент К_1-2= 1, так как нагрузка III категории питается совместно с нагрузкой I и II категории.

Выберем трансформаторы подстанций по данным условиям:

1) по загрузке в нормальном режиме

2) 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:

1: ТДУ-25000/110

2: ТДУ-25000/110

3: ТДУ-25000/110

4: ТДУ-40000/110

7. Выбор схем присоединения подстанций и коммутационных схем

В зависимости от способа присоединения сети различают следующие типы подстанций: тупиковые, ответвительные, проходные и узловые (рис.8). 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.

Исходя из вышесказанного, определим для каждого варианта конфигурации электрической сети района тип присоединения подстанций к сети высокого напряжения и схемы РУ подстанций

Первый вариант

Подстанции 1, 3 и 4 по способу присоединения к сети ВН являются проходными, подстанция 2- узловая. Для распределительных устройств узловых подстанций выберем типовую схему «сдвоенный мостик с выключателями в цепях трансформатора»; для проходных - «мостик с выключателем перемычки и выключателями в цепях трансформатора».



Рис.8. Типы подстанций

Второй вариант

Подстанции 1 и 4 по способу присоединения к сети ВН являются узловыми, подстанции 2 - тупиковая, подстанция 3 - проходная. Для распределительных устройств узловых подстанций выберем типовую схему «сдвоенный мостик с выключателями в цепях трансформатора»; для тупиковой - «два блока с выключателем и неавтоматической перемычкой со стороны линии». Для проходных - «мостик с выключателем перемычки и выключателями в цепях трансформатора».

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:

К=К_пс+К_л

Капитальные вложения в подстанции определяется как:

К_пс=К_т+К_ОРУ+К_пост,

где К_т-капитальные вложения в трансформаторы; КОРУ-капитальные вложения в открытое распределительное устройство; Кпост-постоянная часть затрат. Найдем капиталовложения в линию для первого варианта схемы:

Таблица 1

Участок	Наименование сечения	Длина линии, км	Стоимость ВЛ, тыс. руб./км	Сумма, тыс. руб.
А4 41 1В А2 23 3В	АС 240/32 АС 185/24 АС95/16 2хАС 120/19 АС 70/11 АС 185/24	43 67 86 42 72 67	1170 1170 1050 1050 1590 1170	50310 78390 90300 44100 114480 78390
ИТОГО:	455970

Найдем капиталовложения в линию для второго варианта схемы:

Таблица 2

Участок	Наименование сечения	Длина линии, км	Стоимость ВЛ, тыс. руб./км	Сумма, тыс. руб.
А2 А4 43 31 1В	2хАС 120/19 2хАС 185/24 АС185/24 АС70/11 2хАС 185/24	42 43 86 110 86	1590 1795 1170 1590 1795	66780 77185 100620 174900 154370
ИТОГО:	573855

Рассчитаем капитальные вложения в подстанции для 1 варианта.

Таблица 3

Участок	Схема соединения подстанции	Тип трансформатора	Кт	Кору	Кпост	Кпс
1	5Н	ТДУ 25000	5500х2=11000	30000	9000	50000
2	6Н	ТДУ 25000	5500х2=11000	45000	10750	66750
3	5Н	ТДУ 25000	5500х2=11000	30000	9000	50000
4	5Н	ТДУ 40000	7300х2=14600	30000	9000	53600
ИТОГО:	220350

Рассчитаем капитальные вложения в подстанции для 2 варианта.

Таблица 4

Участок	Схема соединения подстанции	Тип трансформатора	Кт	Кору	Кпост	Кпс
1	6Н	ТДУ 25000	5500х2=11000	45000	10750	66750
2	4Н	ТДУ 25000	5500х2=11000	15200	8000	34200
3	5Н	ТДУ 25000	5500х2=11000	30000	9000	50000
4	6Н	ТДУ 40000	7300х2=14600	45000	10750	70350
ИТОГО:	221300

Капитальные вложения К для 1 варианта сети будут равны:

К=Кпс+Кл=220 350+455 970=676 320 тыс.руб.

Капитальные вложения К для 2 варианта сети будут равны:

К=Кпс+Кл=221 300+573 855=795 155 тыс.руб.

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

И=Иа+Иэ.

Амортизационные расходы:

Иа =k_а•К,

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

Для первого варианта сети амортизационные расходы Иа будут равны:

Иа= k_а •К=0,067•676 320=45 313,44 тыс.руб.

Для второго варианта сети амортизационные расходы Иа будут равны:

Иа= k_а •К=0,067*795 155=53 275,39 тыс.руб.

Эксплуатационные расходы:

Иэ =k_э•К,

где kэ - коэффициент эксплуатационных затрат, равный 0,059.

Для первого варианта сети эксплуатационные расходы Иэ будут равны:

Иэ =k_э•К=0,059*676320=39 902,88 тыс.руб.

Для второго варианта сети эксплуатационные расходы Иэ будут равны:

Иэ =k_э•К=0,059*795155=46 914,15 тыс.руб.

И₁=И_а1+И_э1=45 313,44+39 902,88=85 216,32 тыс.руб.

И₂=И_а2+И_э2=53 275,39+46 914,15=100 185,54 тыс.руб.

Минимум приведённых затрат для первого варианта сети составляет:

З₁=Ен•К+И = 0,15•676 320+85 216,32=186 664,32 тыс.руб.

З₂=Ен•К+И =0,15•795 155+100 185,54=219 458,79 тыс.руб.

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

Заключение

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

Библиографический список

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.

Размещено на Allbest.ru