Электрическая сеть промышленного района. 2

БЕЛОРУССКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

 

Энергетический  факультет

 

 

Кафедра: «Электрические системы»

 

 

 

 

 

 

КУРСОВАЯ  РАБОТА

 

по дисциплине

  «Передача  и распределение электрической  энергии»

 

Тема: «Электрическая сеть промышленного района»

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                                                                                                                                                      

 

 

 

2012 

Содержание

 

Введение 3

1. Разработка 4 вариантов конфигурации сети 5

2. Приближенные расчеты потокораспределения в нормальном максимальном и послеаварийных режимах для двух вариантов сети 7

3. Выбор номинального напряжения сети 10

4. Выбор сечений проводов ..15

5.  Выбор числа, типов и мощностей трансформаторов 19

6. Формирование однолинейной схемы электрической сети 22

7. Технико-экономическое сравнение вариантов 24

8. Оценка  достаточности регулировочного  диапазона трансформаторов из  условия встречного регулирования  напряжения 32

9. Проверка токонесущей способности проводов воздушных линий 37

10.  Расчет технико-экономических показателей 38

Заключение 42

Список  использованной литературы 43

Однолинейные  схемы двух вариантов сети

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

 

Для удовлетворения все возрастающей потребности в электроэнергии и  обеспечения надежного электроснабжения потребителей создаются сложные  энергосистемы.

Чтобы обеспечить надежность электроснабжения потребителей и возможно полнее использовать мощности электростанций, работающих в разных режимах, их объединяют в  электроэнергетические системы. Под электроэнергетической системой понимают электрическую часть энергосистемы и питающиеся от нее приемники электрической энергии, объединенные общностью процесса приема, производства, передачи, распределения, потребления электрической энергии.

Формирование электрических  систем осуществляется с помощью  электрических сетей, которые выполняют  функции передачи энергии и электроснабжения потребителей. С учетом этого и  ведется их проектирование.

Задача проектирования электрических  систем и сетей состоит в разработке и технико-экономическом обосновании  решений, обеспечивающих при наименьших затратах снабжение потребителей электрической  энергией при выполнении технических  ограничений по надежности электроснабжения и качеству электроэнергии.

Любой проект электрической сети состоит  из следующих основных разделов:

1. выбор наиболее рациональных  вариантов схем электрической  сети;

2. сопоставление этих вариантов по различным показателям;

3. выбор в результате этого сопоставления и технико-экономического расчета наиболее приемлемого варианта;

4. расчет характерных режимов работы электрической сети;

5. решение вопросов, связанных с регулированием напряжения;

6. определение технико-экономических показателей электрической сети.

Выбор наиболее приемлемого варианта, удовлетворяющего технико-экономическим  требованиям, - это один из основных вопросов при проектировании любого инженерного сооружения, в том числе и электрической сети. Оптимальным вариантом является тот, который имеет наименьшее значение приведенных затрат. Однако необходимо учитывать и другие требования: напряжение в узлах сети должно быть близким к номинальному значению, в послеаварийных режимах (при отключении линии электропередачи) потребители Ι и ΙΙ должны получать электроэнергию надлежащего качества и др.

 

 

 

 

1. Разработка 4 вариантов конфигурации сети

 

На первом этапе проектирования создается конфигурационная модель электрической сети. Принятая принципиальная схема сети закладывает основу для последующих инженерных решений и определяет ее технические и экономические показатели.

Задача выбора конфигурационной модели сети многокритериальна. Эта схема  должна удовлетворять определенным условиям. Необходимо обеспечить технически допустимые потоки мощности (токи) в  ветвях и напряжения в узлах в  нормальных, ремонтных и послеаварийных режимах, а также необходимый  уровень надежности электроснабжения потребителей в соответствии с их категорией и потребляемой мощностью.

В качестве критерия сопоставления  вариантов сети на данном этапе  проектирования будем использовать суммарные длины линий. Этот критерий основывается на предположении, что все варианты схемы являются одного класса номинального напряжения и выполнены одинаковым сечением проводов на всех участках, использованы одинаковые типы опор, конструкции фаз и т.п.

Составляем 4 варианта конфигурации электрических сетей (рис. 1.1). Суммарная длина линий разработанных вариантов приведена в таблице 1.

 

Рис. 1.1 Варианты конфигурации сети

Таблица 1.1 – Суммарные длины линий вариантов сети

Вариант схемы

1

2

3

4

Длина сети, км

380

385,7

406,6

448,4


 

По критерию минимальной суммарной длины линий выбираем варианты №1 и №2, и дальнейший расчёт проводим для этих схем.

 

2. Приближенные расчеты потокораспределения в нормальном максимальном режиме для двух вариантов сети

 

Для определения номинальных напряжений и сечений проводов для выбранных  конфигураций сети необходимо рассчитать потоки мощности в ветвях схемы.

Для определения приближенного  потокораспределения прибегнем  к следующим допущениям:

  • Номинальные напряжения линий одинаковые.
  • Сечение проводов линий одинаковые. Следовательно, их сопротивления пропорциональны их длинам. Проводимости линий не учитываются.
  • Потери мощности в трансформаторах не учитываются. Следовательно, заданные нагрузки узлов можно подключить в узлы связи линий и трансформаторы в расчетах не учитывать.

При использовании программы RASTR принимаются еще два дополнительных параметра сети:

1) Средневзвешенное удельное сопротивление линий принимается равным   

                                      

, Ом/км                                   (1)

                      

2) Номинальное напряжение электрической сети рекомендуется задать заведомо завышенным, чтобы потери мощности и потери напряжения в ветвях существенно не искажали приближенное потокораспределение.

Принимаем Uном=500 кВ.

 

Зная активную составляющую мощности из треугольника мощностей, находим реактивную составляющую:

Qi=Pi×tgji ,                                                  (2)

где P - поток активной мощности, МВт;

Q - поток реактивной мощности, Мвар.

Исходные данные для узлов и  ветвей схем приведены в табл. 2.1-2.5.

 

Таблица 2.1 – Исходная информация по узлам

Номер

узла

Мощность генерации

Мощность нагрузки

Номинальное

напряжение

активная, Рг, МВт

реактивная, Qг, МВар

активная, Рн, МВт

реактивная, Qн, МВт

Uном, кВ

1

158,9

70

---

---

  

2

---

---

70

33,9

  

3

---

---

14

6,8

  

4

---

---

83

40,2

  

5

---

---

75

36,3

  

6

---

---

10

7

  

7

---

---

31

21,6

  

8

125

77,4

---

---

  

 

Таблица 2.2 – Исходная информация по ветвям сети для варианта №1

Номер узла

начала ветви

Номер узла конца ветви

Длина линии,

км

Сопротивление

активное R, Oм

реактивное Х, Ом

4

1

26,6

5,32

10,64

2

4

51,3

10,26

20,52

2

8

26,6

5,32

10,64

5

3

36,1

7,22

14,44

5

6

41,8

8,36

16,72

6

7

32,3

6,46

12,92

7

1

43,7

8,74

17,48

6

2

43,7

8,74

17,48

3

8

77,9

15,58

31,16


 

 

Таблица 2.3 – Исходная информация по ветвям сети для варианта №2

Номер узла

начала ветви

Номер узла конца ветви

Длина линии,

км

Сопротивление

активное R, Oм

реактивное Х, Ом

4

1

26,6

5,32

10,64

6

2

43,7

8,74

17,48

4

8

57,0

11,4

22,8

5

3

36,1

7,22

14,44

5

6

41,8

8,36

16,72

6

7

32,3

6,46

12,92

7

1

43,7

8,74

17,48

2

8

26,6

5,32

10,64

3

8

77,9

15,58

31,16


 

Приближенные расчеты потокораспределений  получаем из программы RASTR. Результаты вычислений приведены в таблицах 5-6.

 

Таблица 2.4 – Приближённый расчет потокораспределения для схемы №1

Ветвь схемы

 

4-1

 

2-4

 

2-8

 

5-3

 

5-6

 

6-7

 

7-1

 

6-2

 

3-8

P, Мвт

94

11

79

32

43

34

65

19

46

Q, МВар

39

-1

51

19

17

9

31

15

26


 

 

Таблица 2.5 – Приближённый расчет потокораспределения для схемы №2

Ветвь схемы

 

4-1

 

6-2

 

4-8

 

5-3

 

5-6

 

6-7

 

7-1

 

2-8

 

3-8

P, Мвт

82

10

1

30

45

45

76

80

44

Q, МВар

32

11

8

17

19

15

37

45

24


 

 

3. Выбор номинального напряжения  сети

 

Номинальное напряжение  – основной параметр сети, определяющий габаритные размеры линий, трансформаторов, подстанций, коммутационных аппаратов и их стоимость.

Выбранное напряжение должно соответствовать  принятой системе номинальных напряжений в энергосистеме региона.

Номинальное напряжение электрических  сетей выбирается на основе сопоставления  вариантов по технико-экономическим  показателям. Предварительный выбор  номинальных напряжений осуществляется по экономическим зонам или же эмпирическим формулам. В результате расчетов по программе RASTR  получены приближенные потоки мощностей на участках, которые используются для определения оптимального номинального напряжения линий. Номинальное напряжение линий выбирается по экономическим зонам по графику “Экономические области  номинальных напряжений” [1, с.45], по формуле Илларионова[4, с.260]:

                                               (3)

по формулам Стилла и Залесского [4, с.260]:

а) формула Стилла для передаваемых мощностей до 60 МВт

 (4)

б) формула Залесского при передаваемой мощности более 60 МВт

                                                                                                               (5)

и по формуле Шнелля [3]:

                  (6)

где l – длина линии, км;

P – передаваемая активная мощность, МВт.

 Во всех случаях независимыми  переменными при выборе номинальных  напряжений являются длины линий  и протекающие по ним активные  мощности. Эти параметры уже определены  на этапе предварительного расчета.

 

Таблица 3.1 – Выбор номинального напряжения для схемы №1

Номер линии по схеме

Длина линии, км

Переда-ваемая активная мощность, МВт

Расчетное номинальное напряжение, кВ

Принятое номиналь-ное напря-жение, кВ

по эконо-мическим зонам

по эмпирическим формулам

Илларио-нова

Стилла/

Залесского

Шнелля 

4-1

26,6

94

150

148,4

129,1

91,6

 

 

 

110

4-8

57

11

110

65,0

65,4

55,2

3-8

77,9

79

150

140,8

118,4

86,4

5-3

36,1

32

110

104,3

101,6

70,5

5-6

41,8

43

110

119,4

117,2

81,5

6-7

32,3

34

110

106,0

104,2

69,4

7-1

43,7

65

150

141,6

113,8

94,8

2-8

28,5

19

110

83,6

80,9

62,9

6-2

45,6

46

110

128,3

123,8

101,0


 

 

Номер линии по схеме

Длина линии, км

Переда-ваемая активная мощность, МВт

Расчетное номинальное напряжение, кВ

Принятое номиналь-ное напря-жение, кВ

по эконо-мическим зонам

по эмпирическим формулам

Илларио-нова

Стилла/

Залесского

Шнелля 

4-1

26,6

82

110

142,4

120,6

87,5

 

 

 

110

4-8

43,7

10

110

61,8

61,9

50,8

3-8

57,0

1

35

20,0

37,1

25,6

5-3

36,1

30

110

101,4

98,6

69,0

5-6

41,8

45

110

121,7

119,8

82,7

6-7

32,3

45

110

118,6

119,0

76,2

7-1

43,7

76

150

150,2

123,0

99,9

2-8

26,6

80

110

141,4

119,1

86,8

6-2

77,9

44

150

125,8

121,4

99,6


 



Таблица 3.2 – Выбор номинального напряжения для схемы №2

 

При выбранном  номинальном напряжении Uном=110 кВ пересчитываем потоки и напряжения двух вриантов схем.

Данный  расчет выполняем в программе RASTR WIN. В результате получили, что в некоторых узлах для поддержания заданного интервала напряжения (±10%) необходимо установить компенсирующие устройства (КУ):

для схемы  №1 в узлах 2, 3,5,6;

для схемы  №2 в узлах 2, 3, 4, 5, 6, 7.

 

 

 

 

 

 

Рис. 3.1 Потоки и напряжения схемы № 1

 

Рис. 3.2 Потоки и напряжения схемы № 2

 

4. Выбор сечений проводов

 

Провода воздушных линий системообразующей  сети выбираются по экономическим соображениям и проверяются по допустимой мощности (току) нагрева в послеаварийных режимах, а также по условиям короны для линий 110 кВ и выше. Эти критерии являются независимыми друг от друга, и выбранное сечение провода  должно удовлетворять каждому из них.

Для электрических сетей и линий  электропередачи 110кВ и выше наиболее целесообразны сталеалюминевые  проводамарки АС (учитывается электропроводность провода, стоимость, способность противостоять  различным условиям).

По рекомендации [1, с. 94-97] для электрических сетей и ЛЭП напряжением  110 кВ сечения проводов выбираем по экономической плотности тока.

При использовании метода экономической  плотности тока необходимо знать средневзвешенное значение времени использования наибольшей нагрузки:

                                                                                             (7)

где i – номера узлов нагрузок;

                  Pнбi и Tнбi – наибольшая активная нагрузка и время

                  использования наибольшей активной  нагрузки в i-ом узле.

 

По параметру Tнб.ср и таблицам [1, табл. 5.1] принимаем расчетное значение экономической плотности тока  jэ.

Принимаем  jэ=1,1 А/мм2.

Экономическое сечение провода  вычисляется по формуле:

                                                       

                                                  (8)

где Fэ – сечение провода, мм ;

Iнб – наибольший ток, протекающий по линии в нормальном режиме, А;   

                jэ – экономическая плотность тока, А/мм .

Это сечение провода округляется  до ближайшего стандартного [2, табл. 7.1].

Если расчетное сечение провода  превышает наибольшее стандартное  сечение, то принимают двухцепную линию  или переходят на более высокое  номинальное напряжение.

Принятое сечение проверяется  также по условиям допустимого тока нагрева Iдоп. Для выбранного сечения провода допустимый ток по нагреву устанавливается по [1, с.284 табл.1.3]. Это значение тока должно быть больше расчетного тока, протекающего по линии в послеаварийном режиме.

Выбранные сечения провода не должны быть меньше рекомендуемых в [1, с.99] по условиям короны.

По условиям образования короны ПУЭ рекомендует принимать для  линий 110 кВ провода диаметром не менее 11,3 мм (АС-70).

Расчетная мощность (ток) принимается  по результатам расчета потокораспределения  для нормального режима наибольших нагрузок при выбранном номинальном  напряжении.

Результаты выбора сечений проводов для схем № 1 и № 2 приведены в таблицах  4.1-4.2, расчеты послеаварийных режимов – в таблицах 4.3-4.4.

 

Таблица 4.1 – Выбор сечений проводов для схемы № 1

Но-мер линии

Расчетный ток, А

Расчетное сечение провода, мм2

Принятое сечение и марка провода

 

 

 

 

 

по экономическим условиям

 

 

 

 

по условиям короны

 

по допустимой мощности нагрева

 

4-1

528

AC-2x240/32

AC-70/11

AC-2x120/19

AC-2x240/32

2-4

106

AC-95/16

AC-70/11

AC-95/16

AC-95/16

2-8

442

AC-2x240/32

AC-70/11

AC-2x120/19

AC-2x240/32

5-3

185

AC-185/29

AC-70/11

AC-2x120/19

AC-2x120/19

5-6

245

AC-240/32

AC-70/11

AC-185/29

AC-240/32

6-7

197

AC-185/29

AC-70/11

AC-95/16

AC-185/29

7-1

371

AC-2x185/29

AC-70/11

AC-185/29

AC-2x185/29

6-2

127

AC-120/19

AC-70/11

AC-95/16

AC-120/19

3-8

260

AC-240/32

AC-70/11

AC-2x120/19

AC-2x150/24




 

 

Но-мер линии

Расчетный ток, А

Расчетное сечение провода, мм2

Принятое сечение и марка провода

 

 

 

 

 

по экономическим условиям

 

 

 

 

по условиям короны

 

по допустимой мощности нагрева

 

4-1

442

AC-2x240/32

AC-70/11

AC-2x120/19

AC-2x240/32

6-2

92

AC-95/16

AC-70/11

AC-95/16

AC-95/16

4-8

91

AC-95/16

AC-70/11

AC-95/16

AC-95/16

5-3

175

AC-185/29

AC-70/11

AC-2x95/16

AC-2x95/16

5-6

258

AC-240/32

AC-70/11

AC-240/32

AC240/32

6-7

251

AC-240/32

AC-70/11

AC-95/16

AC-240/32

7-1

417

AC-2x240/32

AC-70/11

AC-240/32

AC-2x240/32

2-8

446

AC-2x240/32

AC-70/11

AC-2x120/19

AC-2x240/32

3-8

251

AC-240/32

AC-70/11

AC-2x120/19

AC-2x120/19


Таблица 4.2 – Выбор сечений проводов для схемы № 2 

Номер

ветви сети

Ток, А, при отключении ветви сети

Наибольшее значение тока Iнб, A

4-1

6-2

4-8

5-3

5-6

6-7

7-1

2-8

3-8

4-1

404

394

458

406

646

754

496

426

394

754

6-2

108

-

169

222

164

315

148

74

279

315

4-8

99

147

-

114

186

310

116

105

107

310

5-3

136

193

145

-

665

237

158

102

88

665

5-6

285

233

263

440

-

252

267

256

547

547

6-7

271

288

274

291

213

-

194

262

335

335

7-1

430

452

412

454

374

160

357

424

502

502

2-8

440

342

456

564

230

712

500

418

624

712

3-8

210

266

214

70

769

324

234

237

-

769