Электроснабжение сетевого района Чувашэнерго

ГОУ ВПО «Московский Государственный  Открытый Университет»

Чебоксарский политехнический  институт (филиал)

 

 

 

 

Электроэнергетический факультет

Кафедра электроснабжения промышленных предприятий

 

 

Курсовой проект

 

 

по учебной дисциплине

 

“Электропитающие системы 

и электрические сети”

 

 

 

 

Тема: Электроснабжение сетевого района Чувашэнерго

37 вариант

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Чебоксары 2012

Исходные данные на проектирование

 

Наименование Чувшэнерго				Пункты питания
				1	2	3	4	A	B
Состав потребителей э/э в пунктах питания, %	Категории		I	10	15	20		-	-
			II	60	50	40	70	-	-
			III	30	35	40	30	-	-
Максимальная нагрузка в пункте Smax, МВА				45	48	49	55	-	-
Коэффициент мощности,    cos j, о.е.				0,85	0,8	0,86	0,8	-	-
Число часов использования максимальной нагрузки в пункте Тма, ч				6000	5100	6800	4400	-	-
Номинальное напряжение распред. сети потребителей э/э в пунктах Uнн, кВ				10	6	10	6	-	-
Координаты расположения пунктов  питания и потребления э/э		Х		15	25	65	75	40	135
		Y		50	25	40	25	70	85

 

Средний коэффициент мощности генераторов  cos j_г =0,86.

Минимальная нагрузка от максимальной – 72 %.

                          

Мощность источника А равна 70% от суммарной мощности.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.Выбор графа, схемы  и номинального напряжения проектируемой  электрической сети

 

Электрическая сеть представляет собой совокупность электроустановок для передачи и распределения электрической энергии, состоящей  из подстанций, распределительных устройств, токопроводов, воздушных (ВЛ) и кабельных (КЛ) линий электропередачи (ЛЭП), работающих на определенной территории.

В начале проектирования питающей сети необходимо проверить обеспечение  баланса активных и реактивных мощностей.

1. Выбор графа проектируемой сети

 

На основе места расположения источников питания и потребителей электроэнергии намечаем граф сети, обеспечивающих требуемую надежность электроснабжения приемников электрической энергии.

 

 

 

Рис.1. Граф электрической сети

 

 

 

 

 

 

1.2. Распределение мощностей  по ЛЭП электрической сети.

 

  По графу сети (рис.1) определим геометрические длины ЛЭП.

 

Используя рекомендации проектных  организаций, основанных на нормативных  документах и опыте проектирования электрических сетей в современных  условиях, примем длину ЛЭП с учетом коэффициента удлинения трасс. Т. к. Чувашэнерго входит в ОЭС Центр, то коэффициент удлинения k=1 [1.3, c.164]. Тогда реальные длины ЛЭП от

 i-го участка к j-му вычисляются по формуле:

L_ij=l_ij·k.

 

Реальные длины ЛЭП приведены  в таблице 1.1

Таблица 1.1

 

Номер линии	Реальная длина ЛЭП, км
А1	32
12	27
24	50
34	18
3В	84
3А	39

 

 Распределение активных мощностей  по ЛЭП определим упрощенно,  считая сеть однородной, по методике [1.1, c.143].

Активная мощность в каждом пункте вычисляется по формуле (таблица 1.2):

P_i=S_i×cosj_i,

где P_i – активная мощность в i-ом пункте, МВт;

S_i – максимальная нагрузка в i-ом пункте, МВА;

cosj_i – коэффициент мощности в i-ом пункте, о.е.

 

     Таблица 1.2

 

ПС	Si, MBA	cosji, о.е.	Pi, МВт
1	45	0,85	38,25
2	48	0,8	38,4
3	49	0,86	42,14
4	55	0,8	44

 

В однородной сети сопротивления отдельных  участков ЛЭП эквивалентны их длинам. Потребляемая активная мощность:

 

Мощности источников питания:

Вычислим  активные мощности на головных участках ЛЭП. Для простой замкнутой сети (рис.2)

 

 

 

Рисунок  2 - Распределение активных мощностей

 

 

Из полученных данных найдем, что:

 

 

Проверим  правильность вычисления активных мощностей  участках ЛЭП:

P_A’+P_A’’+ P_B=

67+49+48,837 = 164

164 163.

Следовательно,  активные мощности определены верно.

1.3 Выбор номинального напряжения электрической сети

 

  Прежде, чем приступить к расчету  реактивных  мощностей, необходимо  оценить значение номинального  напряжения  линий электропередачи.  Обоснование номинального  напряжения  электропередачи является сложной  задачей.

В общем случае  выбор номинального напряжения районной сети производится одновременно с выбором графа  сети и схемы электрических соединений на основе технико-экономических расчетов. Напряжение определяет параметры ЛЭП  и электрооборудования подстанций и сетей, а, следовательно, размеры капиталовложений, расход цветного металла, потери электроэнергии и эксплуатационные расходы. В основном номинальное напряжение определяется передаваемой мощностью и длиной линии. Для предварительной оценки возможного номинального напряжения (кВ) электропередачи рекомендуется использовать эмпирическую формулу Г.А. Илларионова:

где Р_ij – передаваемая активная мощность по одной цепи ЛЭП, МВт;

L_ij – длина ЛЭП, км.

   

    

      

      

 

 

В результате расчетов получили значения нестандартных напряжений для отдельных линий районной сети (таблица 1.3)

 

 

 

Таблица 1.3

 

ЛЭП	Lij, км	Рij, МВт	Uij, кВ
А1	32	49	122,5
21	27	10,75	63,3
24	50	27,65	99,8
34	18	71,65	126,3
A3	39	64,953	139,6
B3	84	48,837	132,3

Проектируемую районную сеть выполним на одно номинальное напряжение 150 кВ.

 

4. Баланс мощности в сетевом районе.

 

Под балансом активных мощностей понимается равенство  вырабатываемой ( ) и потребляемой ( ) мощностей.

 

 

Баланс активных мощностей:

 

 МВт

 МВт  МВт МВт

 

Ориентировочно  можно принять, что одновременно потребляемая активная мощность составляет около 90%, а реактивная – около 95% суммы заданных наибольших нагрузок каждого пункта. Суммарные потери активной мощности в линиях и трансформаторах  проектируемой сети одного- двух номинальных  напряжений могут быть приняты равными 4-6% суммы заданных нагрузок пунктов. Мощности  резерва и собственных нужд могут быть приняты по 10% суммарной потребляемой.

 

 

 

 

 

Реактивная мощность в каждом пункте (таблица 1.4): вычисляется по формуле:

где Q_i – реактивная мощность в i-ом пункте, МВАр;

S_i – полная мощность в i-ом пункте, МВА;

 

                                                        Таблица 1.4

 

ПС	Si, MBA	Qi, МВАр
1	45	23,7
2	48	28,8
3	49	25
4	55	33

 

Потребляемая реактивная мощность:

Так как часть реактивной мощности экономически целесообразно вырабатывать децентрализованно, то условие баланса  реактивной мощности может быть записано в следующем виде:

Q_г+Q_ку+Q_с³Q_м+DQ_с,

где Q_г – реактивная мощность, которая может быть получена от генераторов электростанций;

Q_ку – реактивная мощность компенсирующих устройств;

Q_c – реактивная мощность, генерируемая емкостью линий электропередачи;

Q_м – реактивная мощность, одновременно потребляемая приемниками электроэнергии, присоединенными к подстанциям сетевого района;

DQ_c – потери реактивной мощности в элементах электрической сети.

Q_м=

Реактивная мощность, получаемая от генераторов электростанций, может  быть найдена по формуле

Q_Г=(P_м+DP_c)×tgj_Г,

где Р_м – активная мощность, одновременно потребляемая в сетевом районе;

DР_с – потери активной мощности в сети; в сетях с одной-двумя ступенями трансформации DР_с составляют 4-6 % от полной передаваемой мощности в сети;

tgj_Г – угол сдвига между векторами тока и напряжения генераторов станций относительно шин высшего напряжения.

Средний коэффициент мощности генераторов  cosj_Г=0,86. Следовательно, tgj_Г=0,593.

Q_Г=(146,5 +8,14)×0,593=91,7 МВАр.

Потери  реактивной мощности в основной электрической  сети ориентировочно можно рассчитать:

DQ_c=(0.06…0.08)×S_м×n_т+(0.04…0.05)×S_м,

где S_м – полная мощность потребителей сетевого района;

n_т - число ступеней трансформации в сетевом районе 

S_м=åS_i=45+48+49+55=197 МВА.

DQ_c=0,07×S_м×n_т+0,045×S_м=0,07×197×1+0,05×197=23,64 МВАр.

Реактивная мощность, генерируемая линиями, условно принимается для  одноцепных линий 65 кВАр/км при напряжении 150 кВ  и 120 кВАр/км при напряжении 220 кВ.

Q_c= 0,065∙(2∙84+32+27+50+18)=19,175 МВАр.

Из  приведенного баланса реактивных мощностей  находится мощность компенсирующих устройств:

Q_ку ³Q_м+DQ_с-Q_с - Q_г.

Q_ку =Q_м+DQ_с - Q_с - Q_г=105+13,64-29,175-91,7 =-2,2 МВАр.

Следовательно в компенсирующих устройствах сеть не нуждается

 

Вычислим реактивные мощности на головных участках ЛЭП. Для простой замкнутой сети (рис.3)

 

 

Рисунок  3 - Распределение реактивных мощностей

 

 

 

 

 

 

Из полученных данных найдем, что:

 

 

Проверим  правильность вычисления реактивных мощностей участках ЛЭП:

Q_A’’+Q_A’+ Q_B=

55+35+28,98 = 113

113 110.

Следовательно, реактивные мощности определены верно.

                       1.5. Выбор схемы проектируемой электрической сети

 

При разработке схемы электроснабжения сетевого района учитываются местоположение источников питания и районных понизительных  подстанций, применяемые на данной территории номинальные напряжения, наиболее целесообразный граф сети, число  ступеней трансформации и схема  электрических соединений подстанций, выбираемая на основе рекомендаций [5].

Схема электроснабжения сетевого района представлена на листе 1 графической части.

1.6 Выбор марки и сечения провода  ЛЭП

 

Выбор сечений ЛЭП произведем по условию экономического тока, нагрева и потери электроэнергии на корону. Выбранные сечения проводов по условию допустимой потери напряжения будут проверены после расчета основных и утяжеленных режимов сети.

1.6.1 Выбор сечений проводов ЛЭП по условию экономической плотности тока.

Нахождение  нормированного значения экономической  плотности тока j_эк [2.6, таблица 1.3.36] требует определения времени использования максимальной активной мощности на ЛЭП Т_ма.

Т_ма12= Т_ма24=Т₂=6500, ч.

 

По таблице 1.3.36 [2.6, c.40] для неизолированных алюминиевых проводов выберем нормированную экономическую плотность тока:

J_экA2 = J_экB’3= J_эк34= J_эк54=J_экB’’2= 1.0, А/мм²;

J_эк25= 1.1, А/мм².

По условию экономической плотности  тока рассчитывается нестандартное  сечение линий (таблица 1.5)

где I_мij – ток основного режима максимальных нагрузок линии, А.

где S_ij – полная мощность линии, МВА;

U_ном – номинальное напряжение сети, U_ном=150 кВ.

Условию выбора сечений провода  по экономической плотности тока удовлетворяет ближайшее стандартное  сечение [2.6, таблица 1.3.29].

                                           Таблица 1.5

 

ЛЭП	Тмаij, ч	Jэк, А/мм2	Iмij, А	Fмij, мм2	Fлст,мм2
А1	5803	1,0	219	240	AC 185/24
12	5100	1,0	48	50	AC 185/24
24	5100	1,0	223	240	AC 185/24
43	4605	1,1	80	95	AC 240/32
3B	6800	1,1	375	400	AC 185/24
3A	4662	1,1	174	185	AC 185/24

1.6.2 Выбор сечений проводов ЛЭП по условию нагрева

Для выбора сечения проводов ЛЭП  по нагреву используется значение максимального  тока утяжеленного режима (таблица  1.8):

где Р_утij – активная мощность в утяжеленном режиме, МВт.

Рассчитаем токи утяжеленного режима.

  (обрыв 1 цепи линии А1 или А3)

  (обрыв 34)

 

Другие случаи обрывов линии мы не рассматриваем, т.к. токи в других случаях будут однозначно меньше уже найденных нами.

По таблице 1.3.29 [2.6] выбираем стандартное  сечение при I_ут£I_дд для проводов марки АС (вне помещений).                                                                        

 Таблица 1.6

 

ЛЭП	IУТij, А	Fлст,мм2
А1	510	AC 185/24
12	-	AC 185/24
24	-	AC 185/24
43	-	AC 240/32
3B	-	AC 185/24
3A	510\369	AC 185/24

 

1.6.3 Выбор сечений проводов ЛЭП по условию потерь на корону

 

По условию экономической плотности  тока и по нагреву выбираем сечения  ЛЭП (таблица 2.3). По условию потери энергии  на корону сечения проводов ЛЭП должны быть не менее минимально допустимых значений, установленных для 220 кВ – АС 240/32 [2.6, таблица 2.5.6].

        

Таблица 1.7

 

ЛЭП	Cечение по jэк, мм2	Сечение по нагреву, мм2	Сечение по потерям на корону, мм2	Окончательный выбор
А1	AC 185/24	AC 185/24	AC 185/24	AC 185/24
12	AC 185/24	AC 185/24	AC 185/24	AC 185/24
24	AC 185/24	AC 185/24	AC 185/24	AC 185/24
43	AC 240/32	AC 240/32	AC 240/32	AC 240/32
3B	AC 185/24	AC 185/24	AC 185/24	AC 185/24
3A	AC 185/24	AC 185/24	AC 185/24	AC 185/24

 

При выборе марок проводов на вновь  сооружаемых линиях напряжением 110 кВ и выше применяются сталеалюминиевые провода. Для сталеалюминевых проводов рекомендуются следующие области применения [2.6]:

В районах с толщиной стенки гололеда до 20 мм² при площади сечения до 185 мм² – с отношением А:С=6,0…6,25; при площади сечения 240 мм² и более – с отношением А:С=7,71…8,04.

В районах с толщиной стенки гололеда более 20 мм² при площади сечения до 95 мм² – с отношением А:С=6,0; 120-400 мм² – А:С=4,29…4,39; 450 мм² и более – А:С=7,71…8,04.

По рисунку 2.5.5 [2.6] определяем, что  Иркутскэнерго относится к III району по гололеду. Из таблицы 2.5.3 [2.6] видим, что в III районе по гололеду толщина стенки гололеда до 20 мм². Так как площадь сечения провода 240 мм², то соотношение А: С =7,71…8,04.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.7 Выбор номинальной мощности трансформаторов районных понизительных ПС и компенсирующих устройств.

 

Силовые трансформаторы выбираются по числу, типу и номинальной мощности. Число трансформаторов зависит  от категорий приемников электрической  энергии и от мощности, а также  наличия резервных источников питания  в сетях низшего напряжения.

В соответствии в [2.6]  электроприемники первой категории необходимо обеспечивать, а второй категории – рекомендуется  обеспечивать электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующихся  источников питания. Поэтому, если в  пунктах потребления электроэнергии имеются потребители первой и  второй категорий, то на районных подстанциях  требуется устанавливать не менее  двух трансформаторов.

В нормальном режиме работы подстанции нагрузка трансформаторов не должна быть выше номинальной. Для двухтрансформаторной подстанции мощность каждого трансформатора должна выбираться из условия обеспечения  питания  нагрузок с учетом допустимых перегрузок, а также возможностей резервирования по сетям НН. Так, на подстанции с двумя однотипными  двухобмоточными трансформаторами необходимая мощность трансформатора S_T может быть рассчитана по выражению

где S_рез – нагрузка, которая может быть резервирована по сети НН от других источников питания;

K_ab – допустимый коэффициент перегрузки трансформатора, при проектировании принимается равным 1,4, так как согласно [2.4] в аварийных случаях трансформаторы в течение пяти суток допускают перегрузку в 1,4 номинальной мощности, на время максимумов нагрузки продолжительностью не более 6 ч в сутки.

Таким образом, для двухтрансформаторной подстанции при K_ab=1.4 выбирается трансформатор мощностью около 0.7 максимальной нагрузки подстанции с учетом мощности компенсирующих устройств. Для увеличения коэффициента загрузки трансформаторов в нормальном режиме работы двухтрансформаторной подстанции допускается выбирать мощность трансформаторов с учетом отключения потребителей третьей категории при аварийном выходе одного из трансформаторов по условию

,

где К_Ii и К_Iii – коэффициенты участия в суммарной нагрузке потребителей первой и второй категорий i-й подстанции (таблица 1.10).

 

 

 

 

                                             Таблица 1.8

 

ПС	Состав потребителей э/э в пунктах  питания, %			Si, MBA	Sтiрасч, МВА	Sтном, МВА	Силовой тр-р
1	10	60	30	45	22,24	32	ТРДН-32000/150
2	15	50	35	48	18,14	32	ТРДН-32000/150
3	20	40	40	49	19,77	32	ТРДН-32000/150
4		70	30	55	22,07	32	ТРДН-32000/150

 

коэффициент загрузки трансформатора (таблица 1.9)

 

Таблица 1.9.

 

ПС	Силовой тр-р	Кз
1	ТРДН-32000/150	0,695
2	ТРДН-32000/150	0,698
3	ТРДН-32000/150	0,766
4	ТРДН-32000/150	0,799

 

Итак, мы выбрали трехфазные двухобмоточные трансформаторы с расщепленной обмоткой НН и устройством РПН, работающих на номинальное напряжение 150 кВ

Выбор компенсирующих устройств

 

Не  требуется

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.8 Основные технико-экономические показатели проектируемой сети

 

Технико-экономические показатели складываются из капиталовложений  и расходов, необходимых для сооружения и эксплуатации сети.

   В этом разделе проекта  определяются следующие основные 

технико-экономические показатели: капиталовложения на сооружение линий  электропередачи, подстанции, компенсирующим устройствам и сети в целом; ежегодные расходы   по линиям, подстанциям, компенсирующим устройствам и сети в целом; себестоимость передачи электроэнергии по ЛЭП, удельные капитальные вложения на линии электропередачи сетевого района, потери активной мощности и энергии в спроектированных линиях, трансформаторах и сети.

      Капитальные вложения на сооружение ЛЭП определяются по формуле       

 

где n – число воздушных линий электропередачи сетевого района ;

 K_у,лi- удельная стоимость 1 км ВЛЭП с учетом климатических условий, тыс. р./км; k_m=1.1 территориальный поясной (укрупненный зональный) коэффициент.

 

К_Л=1∙50(35,8∙84+21,8∙[39+32+27+50+18]) =331,3 млн.руб.

 

Капиталовложения на сооружение подстанций определяются по УПС открытых распределительных устройств 35-220 кВ (ОРУ), закрытых распределительных устройств 6- 10 кВ (ЗРУ), трансформаторов и компенсирующих устройств. К полученной стоимости добавляется постоянная часть на сооружение подстанций. Определению капитальных вложений на сооружение ОРУ 25-220 кВ выполняется в соответствии со схемой электрических соединений и УПС.

Капиталовложения на сооружение ЗРУ 6-10 кВ рассчитывается приближенно, с  учетом стоимости основных ячеек. В  числе последних следует учесть ячейки выключателей понижающих трансформаторов, секционных выключателей и выключателей 6-10 кВ, отходящих от шин понизительных  подстанций. Количество таких линий  определяется условно исходя из суммарной  нагрузки подстанции. По одной линии  в нормальных режимах сети при  напряжении 6 кВ передается 2…3 МВА, а  при 10 кВ  –3…4 МВА.

УПС ячеек включает стоимость выключателей, отделителей, короткозамыкателей, трансформаторов  тока и напряжения, аппаратуры цепей  управления, сигнализации, автоматики и релейной защиты,  контрольных кабелей, ошиновки, металлоконструкций и фундаментов конструкции и связанных с их установкой строительно-монтажных работ.  

Капитальные вложения на сооружение трансформаторных подстанций могут  быть определены по расчетной стоимости  силовых трансформаторов. Расчетная  стоимость включает стоимость трансформаторов, ошиновки, гибких связей и шинопроводов, порталов ошиновки, грозозащиты,  заземления силовых кабелей к вентиляторам, контрольных кабелей пульта управления, релейной защиты, а также стоимость  строительных и монтажных работ. Стоимость установки синхронных компенсаторов или батарей статических  конденсаторов определяется также  по расчетной стоимости, которая  включает в себя стоимость оборудования, строительных и монтажных работ, связанных с установкой и присоединений  устройств, релейной защиты и контрольной  аппаратуры.