Проектирование районной электрической сети. 5

Государственное образовательное  учреждение среднего профессионального образования.

Сахалинский топливно-энергетический техникум

Курсовой проект

Тема: «Проектирование районной электрической сети»

Выполнил студент группы       Э-421             Лаврентьев Владимир Викторович

           (Ф.И.О.)

___________        ______________________________

      (дата)            (подпись)

Руководитель проекта    Гусаков     Виктор    Николаевич

                                                                            (Ф.И.О.)

                                                                                        ____________________________

          (дата, подпись)

Работа принята с  оценкой ______________________________________________

                                             ______________________              _________________

Южно-Сахалинск

2005 год

Содержание.

1. В ведение.

В курсовом проекте необходимо разработать  большое количество разделов, основные из которых, по порядку, приведём ниже.

В первую очередь, на основании взаимного расположения источников питания и пунктов потребления и учитывая категории электроснабжения, под которые подпадают потребители электроэнергии (заданные в исходных данных), необходимо составить 6 равнозначных вариантов конфигураций схем районной сети. При составлении вариантов конфигурации необходимо не допустить излишнего (нецелесообразного) резервирования. Затем на основе приближенной (без учета потерь) оценки распределения в каждом из вариантов сети потоков активной мощности и измеренных длин линий осуществляется ориентировочный выбор номинального напряжения на каждом участке сети. После составления равнонадежных вариантов конфигураций схем электроснабжения схемы нужно сравнить по укрупненным показателям (суммарной стоимости сооружения линий), затем для дальнейших расчетов будут выбраны два наиболее экономичных варианта. На этом этапе можно допустить, что  на всех участках схемы линии выполнены проводом одного сечения. После окончательного определения вариантов схем, с которыми будут производиться все дальнейшие расчеты, на принятых к установке потребительских подстанциях производят выбор числа и мощности трансформаторов (автотрансформаторов), определяют потери мощности в трансформаторах. Затем производится распределение потоков активной и реактивной мощности в обоих вариантах схем (с учетом потерь в трансформаторах). По экономическим интервалам на основе знаний о перетоках активной мощности по участкам сети осуществляется выбор сечения сталеалюминевых проводов марки АС. На участках проектируемых линий в нормальном режиме работы определяются потери мощности и повторно распределяется мощность на всех участках с учетом потерь, после чего корректируются сечения проводов. После этого необходимо проверить сечения проводов на головных (отходящих от источников питания) участках линий в аварийном режиме работы. Из числа типовых электрических соединений потребительских подстанций выбираются схемы, наиболее подходящие для проектируемой сети. В заключение выполняется оценка технико-экономических показателей вариантов районных электрических сетей и выбор из них оптимального по минимуму приведенных затрат.

2. Задание на курсовой проект.

В соответствии с исходными данными необходимо составить схему районной сети, выбрать конфигурацию и номинальное напряжение сети, рассчитать параметры установившихся режимов для выбранных вариантов схем сети, разработать принципиальную электрическую схему электроснабжения промышленного района, определить технико-экономические показатели и выбрать оптимальный вариант схемы районной сети. Исходные данные приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1. Исходные данные для курсового проектирования

В соответствии с ПУЭ по климатическим условиям местность, в которой сооружается линия, в данном случае Иркутская область, относится третьему району по напору ветра и к второму району по гололёду. Среднегодовая температура в этом районе +20⁰С, минимальная температура за год 45⁰С и максимальная температура за год +30⁰С.

3. Расчет параметров схемы

3.1. Расчет характеристик  потребителей.

Расчёт мощности потребителей и  характеристики потребителей сведены в таблицы 3.1 и 3.2.

Таблица 3.1.Расчёт мощности потребителей и источника питания

Потребление активной нагрузки городом  можно определить разделив на годовое  число использования максимума  нагрузок произведение удельного расхода  электроэнергии на одного человека на число жителей города.

Где: N_уд - удельный расход электроэнергии на одного человека; n – число жителей города; T_max - годовое число использования максимума нагрузок.

Таблица 3.2.Характеристики потребителей по степени надёжности

3 2. Потребление активной мощности и баланс реактивной мощности проектируемой сети.

Потребление активной мощности в проектируемой районной сети в период максимальных нагрузок складывается из заданных нагрузок на шинах низкого напряжения (НН) потребительских подстанций и потерь мощности в линиях, трансформаторах и автотрансформаторах. Установленная мощность генераторов (åРг) энергосистемы достаточна для покрытия потребности в активной мощности района и приближено определяется по выражению:

Где К_0(Р) – коэффициент одновременности наибольших активных нагрузок потребителей, К_0(Р) = 0,9;

åР_макс – суммарная активная мощность потребительских подстанций, МВт;

DР* - относительное значение суммарных потерь активной мощности в сети, DР* = 0,04 – 0,06.

Мощность ТЭЦ, выдаваемая в сеть, учитывая расход энергии на собственные нужды и необходимый вращающийся резерв, будет равна:

По активной мощности ТЭЦ, выдаваемой в сеть, и суммарной мощности нагрузки с учетом собственных нужд (20%) и резерва КЭС определяем активную мощность генераторов КЭС.

Выбираем по таблице 3.3 тип турбогенератора для КЭС.

Таблица 3.3.типы и мощности турбогенераторов.

К установке на КЭС примем 3 турбогенератора типа ТВС-32-УЗ, данные для которого приведены ниже.

Р=32 МВт

cosj=0.8

U_ном=10,5 кВ

S_ном=40 МВА

Q_ном=24 МВар

åQ_ном=24х3=72 МВар

Наибольшие реактивные нагрузки подстанций определяются по заданным наибольшим активным нагрузкам потребителей и  соответствующим коэффициентам мощности cosj.

Наибольшая реактивная мощность Q_Nå, необходимая для питания потребителей электроэнергии и работы электрической сети, будет равна (здесь принимаем, что генерируемая линией реактивная энергия равна потерям реактивной энергии в линии):

Где: К₀ – коэффициент одновременности наибольших реактивных нагрузок потребителей, К₀ при малом числе подстанций (в нашем случае) равен 0,98 – 1;

Q_i – наибольшая реактивная нагрузка i-го потребителя;

DQ_Лj, Q_Сj – соответственно потери в сопротивлениях и генерация реактивной мощности j-й линии;

с– число трансформаторов на подстанции;

0,1 – относительная величина  потерь мощности при каждой  трансформации.

åS_ном – полная нагрузка ПС с учетом 30% перегрузки в аварийном режиме.

Определяем генерируемую источниками  реактивную мощность сети:

Для нормального функционирования сети необходимо чтобы соблюдалось  условие превышения вырабатываемой источниками реактивной энергии над потребляемой энергией, которое будет иметь следующий вид:

С точки зрения покрытия реактивной нагрузки дополнительные источники  реактивной нагрузки не требуются. Однако, передаваемая по сетям реактивная нагрузка оказывает большое влияние на экономические показатели сети. С точки зрения экономичной работы потребителей главным показателем является cos φ. Даже рационально спроектированные сети имеют на шинах понизительной ПС максимальный cosφ 0,85. Согласно ПУЭ рекомендуется cosφ = 0,92 - 0,93. Исходя из этого условия, производится выбор мощности батарей статических конденсаторов (БСК) на шинах низкого напряжения потребительских ПС.

Мощность БСК определяется:

Полученное значение округляется  до ближайшего стандартного значения.

Таблица 3.4. Характеристика компенсирующих устройств.

Принимаем для установки на ПС ПСМ батареи статических конденсаторов типа:УК-10Н-1800 в количестве 11 штук. Скомпенсированная мощность будет равна:

К установке на ПС СС принимаем батареи конденсаторов типа: УК-10Н-1800 в количестве 11 штук. Скомпенсированная мощность будет равна:

3.3 Составление возможных  схем и выбор номинального  напряжения сети. Выбор схем электрических соединений понижающих подстанций.

По заданным условиям составим 6 вариантов  возможных схем сети, приведенных  на рисунках 3.1 – 3.6. для того чтобы сравнить эти схемы по укрупненным показателям и выбрать 2 из них, наиболее отвечающих требованиям надежности и экономичности, надо произвести предварительный выбор схемы и номинального напряжения сети. Наиболее выгодное напряжение U_ЭК ориентировочно определяем по формуле:

Где L – длинна рассматриваемой линии в км.; Р – передаваемая по линии мощность МВт.

;

;

В качестве номинального напряжения  сети выбираем 110 кВ, так как оно наиболее подходит для проектируемой сети в связи с длинной линий.

Т.к. Ирк. обл относится к 1-му району по гололеду, то применяем сталеалюминевые провода марки АС – 240/32. В качестве несущих опор принимаем опоры из железобетона.

3.4 Сравнение вариантов схем по укрупненным показателям.

Таблица 3.5. Расчёт стоимости вариантов схем

Для проектирования принимаем 2 варианта: кольцевую схему №-1 и радиальную схему №-5

Производим расчет схемы №-1

3.5 Выбор числа и мощности трансформаторов.

Правильный технический и экономически обоснованный выбор числа и мощности силовых трансформаторов для главных понизительных подстанций имеет существенное значение для рационального построения схемы электроснабжения промышленных предприятий.

Число трансформаторов определяется требованиям надёжности электроснабжения. Поэтому наилучшим является вариант с установкой двух трансформаторов, обеспечивающих практически бесперебойное электроснабжение потребителей, т.к. в отличии от варианта с установкой одного трансформатора, где  при повреждении в нём или его цепи наступает полный перерыв электропитания, в схеме с двумя трансформаторами оставшийся в работе трансформатор с перегрузкой обеспечивает питание всех потребителей. Здесь следует заметить, что по схеме с одним трансформатором питание со стороны низкого напряжения ПС по резервной линии от соседней ПС не может быть принято во внимание, т.к. такая схема аналогична схеме ПС с двумя трансформаторами, но с худшими показателями за счёт длинной линии между системами шин двух ПС, удалённых друг от друга.

Выбор мощности трансформаторов осуществляется исходя из допустимой перегрузки трансформатора в аварийном режиме на 30% номинальной мощности, тогда как в нормальном режиме трансформаторы должны быть загружены на 0,7 номинальной мощности трансформатора.

Где - мощность потребителей первой и второй категории i – ой ПС (с учетом компенсации реактивной мощности), МВА.

n – количество трансформаторов на ПС.

- количество потребителей первой  и второй категории i – ой ПС в %.

Где: S_{i MAXå} - суммарная максимальная нагрузка трансформаторов i – ой ПС с учетом компенсации реактивной мощности (смотри таблицу 3.4), МВА.

После определения S_т.ном , по аварийной перегрузки определяем коэффициент загрузки трансформатора К_З в максимальном режиме, при работе всех трансформаторов:

Подстанция Г.

Выбираем трансформатор типа: ТРДН – 40000/110

Трансформатор данного типа к установке на ПС Г подходит.

Подстанция ПСМ.

Выбираем трансформатор типа: ТДН  – 1600/110

Трансформатор данного типа к установке  на ПС ПСМ подходит.

Подстанция СС.

Выбираем трансформатор типа: ТРДН – 32000/220

Трансформатор данного типа к установке  на ПС ССподходит.

Данные по принятым трансформаторам  сведем в таблицу 3.6.

Таблица 3.6. Паспортные данные трансформаторов.

3.5.1. Определение потерь энергии в двух параллельно работающих трансформаторах.

Потери активной и реактивной энергии в двух параллельно работающих Т-ах определяются по формулам:

Где: S_нагр – полная мощность нагрузки потребителя;

S_ном – номинальная мощность трансформатора;

R_Т и X_Т – активное и реактивное сопротивление трансформатора соответственно;

 и  - каталожные данные трансформатора.

Для трансформаторов с расщепленной обмоткой НН принимается R_Т/2 и X_Т/2.

Схема замещения для двух параллельно  работающих трансформаторов с расщепленной обмоткой НН будет иметь вид:

Рисунок 3.7 Схема замещения двух параллельно работающих двухобмоточных Т-ов.

- равномерно распределенная мощность.

Подстанция Г.

Потери мощности в трансформаторах равны:

Подстанция ПСМ.

Потери мощности в трансформаторах  равны:

Подстанция СС.

Потери мощности в трансформаторах равны:

Таблица 3.7 Потери энергии в трансформаторах  сети.

Определяем приведенные мощности в узлах нагрузки с учетом потерь в трансформаторах по формуле:

Подстанция Г.

Подстанция ПСМ.

Подстанция СС.

3.6 Расчет параметров установившихся режимов работы для первой схемы сети.

3.6.1. Расчет параметров без учета потерь в линиях.

Потокораспределение мощности в нормальном режиме работы сети представленной на схеме №-1 находится по формулам:

Где: n – число участков схемы; L – протяженность участка, км.

Участок ТЭЦ-СС:

Участок ТЭЦ-ПСМ:

Найдем мощности на других участках:

3.6.2. Расчет параметров с учетом потерь в линиях.

Для определения потерь электроэнергии в линиях сети нам необходимо знать ее параметры, которые берутся из справочников. Параметры проводов линии запишем в таблице 3.8.

Таблица 3.8. Погонные параметры линии  110 кВ проводом АС-240/32.

Параметры схемы замещения линии  будут определяться по формулам:

Результаты расчетов заносим в  таблицу 3.9

Таблица 3.9.Расчёт параметров линий схемы №-1

Потери мощности в линиях определяются по формулам:

Где: Р и Q – активная и реактивная мощности, передаваемые по линиям; R и Х – активное и реактивное сопротивление проводов ЛЭП.

Расчеты потерь энергии на участках линии сводим в таблицу 3.10.

Таблица 3.10.Результаты расчётов потерь мощности в линиях

На основании всех полученных данных определяем распределение мощности в схеме №-1 с учетом потерь в линиях.

3.7 Потокораспределение мощности в аварийных режимах.

Проверим обеспечение питания  всех потребителей кольцевой сети в  аварийных режимах при обрыве проводов на головных участках. Так как провод характеризуется предельной активной пропускаемой мощностью, то проверку обеспечения питания всех потребителей в аварийных режимах можно вести по распределению только активной мощности.

3.7.1. Аварийный режим 1.

Режим 1: найдем распределение мощности в аварийном режиме при обрыве провода на участке СС-КЭС.