Проектирование районной электрической сети. 3
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ…………………………………………………………
1 Составление вариантов схем
электрической сети…………………………..
2 Предварительный расчет
3 Выбор номинально напряжения электрической сети………………………..8
4 Выбор сечений проводов по экономической плотности тока………………10
5 Проверка выбранных сечений ………………………………………………..13
5.1 Проверка выбранных сечений по условию короны………………………13
5.2 Проверка выбранных сечений по механической прочности опор………..14
5.3. Проверка по допустимому нагреву………………………………………...15
6 Выбор трансформаторов ……………………………………………………..18
7 Выбор схем присоединения подстанций и коммутационных схем………..20
8 Технико-экономический расчет и сравнение вариантов сети…………..22
ЗАКЛЮЧЕНИЕ……………………………………………………
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК………………………………………...26
ВВЕДЕНИЕ
Целью курсового проекта
являются разработка схемы и расчёт
режима районной электрической сети.
Схема разрабатывается для
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.
а)
в)
Рис.1. Варианты конфигурации сети
Для каждого варианта определим длины участков линии (масштаб плана сети 1:1000000):
Вариант (а):
LA1=20 км; L12=20 км; L23=20 км; L3В=20 км; LВ4=20 км; L4А=20 км; ∑=120 км.
Вариант (б):
L1A=40 км; LА2=20 км; L23=20 км; L3В=20 км; LВ4=40 км; L4А=20 км; ∑=140 км.
Вариант (в):
LA1=20 км; L12=20 км; L23=20 км; L34=20 км; L4В=20 км; ∑=100 км.
Вариант (г):
LA1=20 км; L12=20 км; L2А=20 км; L3В=20 км; LВ4=20 км; L43=20 км; ∑=120 км.
Варианты выбираются исходя из наименьшей суммарной длины новых линий, требуемого уровня надежности и перспективы развития энергосистемы.
Вариант в) – в данном варианте будет наименьшая суммарная длина новых линий по сравнению с другими схемами электрической сети.
Варианты б) и г) исключаем из-за большой суммарной длины новых линий.
Для дальнейшего рассмотрения выбираем наиболее рациональный вариант конфигурации сети. Это схемы а) и в).
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 LiB – расстояние от нагрузки до противоположного источника питания;
LAB – 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):
Рисунок 2а
Проверим баланс активных мощностей: + =Р1+Р2+ Р3
Баланс активных мощностей соблюдается.
2 вариант конфигурации первой сети (см. рис. 2б):
Рисунок 2б
Проверим баланс активных мощностей: + =Р4
Баланс активных мощностей соблюдается.
1 вариант конфигурации второй сети (см. рис.3):
Рисунок 3
Проверим баланс активных мощностей: + =Р1+Р2+ Р3 + Р4
Баланс активных мощностей соблюдается.
3. Выбор номинально напряжения электрической сети
Номинальное напряжение ЛЭП существенно влияет на технико-экономические показатели. При большом номинальном напряжении возможна 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:
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 Iр – расчётный ток нормального рабочего режима, А;
jэ – экономическая плотность тока для заданных условий работы линии, А/мм2.
Расчётный ток Iр определяется по мощности, протекающей по рассматриваемому участку линии в режиме наибольших нагрузок:
Определим расчётные токи Iр по формуле для каждого из участков первого варианта конфигурации электрической сети района:
Аналогично проведём расчёты для второго варианта конфигурации электрической сети района:
Определим экономическое сечение провода Fр для каждого из участков первого варианта конфигурации электрической сети района с учетом, что для сталеалюминиевых проводов при числе часов использования максимума Tm = 6800 ч (согласно заданию на курсовое проектирование) экономическая плотность тока jэ равна 1А/мм:
FрА1=300мм2
FрВ3=240мм2
Fр12=70мм2
Fр23=120мм2
FрА4=50мм2
FрВ4=50мм2
Аналогично проведём расчёты для второго варианта конфигурации электрической сети района:
FрА1=330мм2
Fр12=150мм2
Fр23=50мм2
Fр34=185мм2
Fр4В=300мм2
По экономическим сечениям
из справочника для каждого
- для первого варианта:
Расчетное сечение |
Наименование сечения |
Допустимый продолжительный (длительный) ток вне помещений |
FрА1=300мм2 |
2АС150/24 мм2 |
450 А |
FрВ3=240мм2 |
АС240/32 мм2 |
605 А |
Fр12=70мм2 |
АС70/11 мм2 |
265 А |
Fр23=120мм2 |
АС120/19 мм2 |
390 А |
FрА4=70мм2 |
АС70/11 мм2 |
265 А |
FрВ4=70мм2 |
АС70/11 мм2 |
265А |
2)для второго варианта:
Расчетное сечение |
Наименование сечения |
Допустимый продолжительный (длительный) ток вне помещений |
FрА1=330мм2 |
2АС185/24 мм2 |
520 А |
Fр12=150мм2 |
АС150/24 мм2 |
450 А |
Fр23=70мм2 |
АС70/11 мм2 |
265 А |
Fр34=185мм2 |
АС185/24 мм2 |
520 А |
Fр4В=300мм2 |
2АС150/24 мм2 |
450 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
По справочным данным
для воздушных линий
Участки А-1,В-3 и 2-3 первого варианта конфигурации электрической сети района проходят по условиям короны, а на участках 1-2, А-4 и В-4 принимаем провода АС70/11 с длительнодопустимый током 265А.
Аналогично проведём проверку для второго варианта. Все участки второго варианта конфигурации электрической сети района проходят по условиям короны, кроме участка 2-3 на котором принимаем провод АС70/11 с длительнодопустимый током 265А.
5.2 Проверка выбранных
сечений по механической
Так как для сооружения 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-1 не проходит по данному условию. Выполняем этот участок двухцепной линией.
А-1: 2АС150/24 мм2 ; I дл.д=450А
Во втором варианте конфигурации электрической сети района участки А-1 и 4-В не проходят по данному условию. Выполняем эти участки двухцепной линией.
А-1: 2АС185/24мм2, I дл.д=520А
4-В: 2АС150/24 мм2 ; I дл.д=450А
5.3. Проверка по допустимому нагреву
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 -наибольший из средних за полчаса токов линии в нормальном, ремонтном и послеаварийных режимах;
-допустимый длительный ток
По итогам предыдущих
проверок выбранных сечений
Рассмотрим участок А-1 (вариант 1), выполненный двухцепной линией. Для него аварийным режимом будем считаться отключение одной цепи, тогда вся мощность будет протекать по неповреждённой цепи (см. рис.4а).
Рисунок 4а
Следовательно, потокораспределение не меняется.
Iав = Iр А2 ≤ Iдоп
Iав.А1 =277,3≤450А
Iав.В3 =248,1≤605А
Iав.12 =73≤265А
Iав.23 =102,2≤390А
Затем рассмотрим участок 4-В (вариант 1), выполненный двухцепной линией. Для него аварийным режимом будем считаться отключение одной цепи, тогда вся мощность будет протекать по неповреждённой цепи (см. рис.4б).
Рисунок 4б
Следовательно, потокораспределение не меняется.
Iав.А4 =46,7≤265А
Iав.4В =46,7≤265А
Таким образом, по результатам проверки все провода прошли проверку по допустимому нагреву.
Рассмотрим участок А-1 (вариант 1), выполненный двухцепной линией. Для него аварийным режимом будем считаться отключение одной цепи, тогда вся мощность будет протекать по неповреждённой цепи. Так же рассмотрим участок 2-3, выполненный одноцепной линией, режим работы в аварийном режиме (см. рис.5).
Рисунок 5
Iав.43 = ≤520А
Iав.В4 = ≤520А
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
Мощность трансформаторов выбирается по нагрузке пятого года эксплуатации подстанции. При выборе трансформаторов на понижающие подстанции необходимо учитывать:
- заполнение суточного графика нагрузки;
- продолжительность максимума нагрузки;
- летние недогрузки трансформаторов;
- зимние температуры воздуха;
- 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:
SТном
2) по перегрузке в послеаварийном режиме:
SТном
где Sm-максимальная нагрузка подстанции в нормальном режиме;
kав – допустимый коэффициент перегрузки трансформаторов в аварийных случаях;
k1-2 – коэффициент участия в нагрузке потребителей I и II категорий.
Значение Кав 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 К1-2= 1, так как нагрузка III категории питается совместно с нагрузкой I и II категории.
Сначала рассчитаем максимальную нагрузку подстанций в нормальном режиме:
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 соответствии с напряжением проектируемой сети (напряжение сети 110 кВ). На трансформаторных подстанциях принимаем трансформаторы типа:
1: ТРДН-25000/110/10
2: ТДН-10000/110/10
3: ТДН-10000/110/10
4: ТДН-10000/110/10
7. Выбор схем присоединения подстанций и коммутационных схем
В зависимости от способа присоединения сети различают следующие типы подстанций: тупиковые, ответвительные, проходные и узловые. 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.
В первом варианте подстанции 2 и 3 по способу присоединения к сети ВН являются проходными, подстанции 1 и 4 – узловыми.
Во втором варианте подстанция 1 по способу присоединения к сети ВН являются узловой, подстанции 1, 3 и 4 – проходными.
Для распределительных устройств узловых подстанций выберем типовую схему «сдвоенный мостик с выключателями в цепях трансформатора» (6Н); для проходных – «мостик с выключателем перемычки и выключателями в цепях трансформатора» (5Н) (см.рис.6).
Рисунок 6
8. Технико-экономический расчет и сравнение вариантов сети
В условиях рыночных отношений
между производителями и
- срок строительства электрической сети;
- начальные капитальные затраты на её сооружение;
- темпы инфляции и рост стоимости затрат за время сооружения;
- учетную ставку банка за выданную ссуду на сооружение сети;
- тариф на электроэнергию и его изменение;
- 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;
Ен – 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=Кпс+Кл
Капитальные вложения в подстанции определяется как:
Кпс=Кт+КОРУ+Кпост,
где Кт-капитальные вложения в трансформаторы;
КОРУ-капитальные вложения в открытое распределительное устройство;
Кпост-постоянная часть затрат.
Найдем капиталовложения в линию для первого варианта схемы:
Участок |
Наименование сечения |
Длина линии, км |
Стоимость ВЛ, тыс. руб./км |
Сумма, тыс. руб. |
А1 В3 12 23 А4 В4 |
2АС150/24 АС240/32 АС70/11 АС120/19 АС70/11 АС70/11 |
40 20 20 20 20 20 |
1590 1170 1050 1050 1050 1050 |
63600 23400 21000 21000 21000 21000 |
ИТОГО: |
171000 | |||
Найдем капиталовложения в линию для второго варианта схемы:
Участок |
Наименование сечения |
Длина линии, км |
Стоимость ВЛ, тыс. руб./км |
Сумма, тыс. руб. |
А1 12 23 34 4В |
2АС185/24 АС150/24 АС70/11 АС185/24 2АС150/24 |
40 20 20 20 40 |
1795 1050 1050 1170 1590 |
71800 21000 21000 23400 63600 |
ИТОГО: |
200800 | |||
