Проектирование сети для электроснабжения промышленного района
Реферат
Пояснительная записка объемом 74 листа, 24 рисунка, 24 таблицы, 1 лист чертежей формата А1.
БАЛАНС, КОНФИГУРАЦИЯ, СЕТЬ, НАПРЯЖЕНИЕ, ПОТОК, СЕЧЕНИЕ, СХЕМА, НОМОГРАММА, ТРАНСФОРМАТОР, КАПИТАЛОВЛОЖЕНИЕ, ПРИБЫЛЬ, ВЫБОР, УТОЧНЕНИЕ, ПОТЕРЯ, РЕГУЛИРОВКА, СЕБЕСТОИМОСТЬ.
Спроектирована сеть для электроснабжения промышленного района, обеспечивающая требуемый уровень надежности и качества напряжения. Рассмотрены несколько вариантов конфигурации сетей, для которых сделан предварительный расчет.
По методу экономических интервалов было выбрано сечение и марка провода, по формуле Илларионова было выбрано номинальное напряжение линий.
Была произведена технико-
Содержание
Содержание 3
Введение 4
1.Задание на проектирование 7
2 Составление баланса мощности 8
3 Выбор оптимального варианта схемы сети 12
4 Предварительный расчёт выбранных вариантов 22
4.1 Предварительный расчёт радиально – магистральной схемы № 3 22
4.2 Предварительный расчёт кольцевой сети, схема № 4 32
4.4 Предварительный расчёт комбинированной сети, вариант № 7 39
5 Оценка экономической эффективности вариантов 43
5.1. Расчёт варианта 3 - радиально-магистральная сеть 44
5.2 Расчёт для варианта 4 кольцевая сеть 51
5.3 Расчёт для варианта 7 - комбинированная сеть 55
6 Уточнённый расчёт выбранного варианта 59
6.1 Определение расчётных нагрузок подстанций 59
6.2 Уточнённый расчёт режима наибольших нагрузок 60
6.3 Уточнённый расчёт послеаварийного режима 65
6.4 Уточнённый расчёт режима наименьших нагрузок 68
6.5 Уточнение количества компенсирующих устройств и определение себестоимости передачи электроэнергии 71
7. Себестоимость передачи электроэнергии по спроектированной сети 71
Литература 73
ВВЕДЕНИЕ
Энергетической системой
называется совокупность электростанций,
электрических и тепловых сетей,
соединенных между собой и
связанных общностью режима в
непрерывном процессе производства,
преобразования и распределения
электрической энергии и
Электроэнергетической системой называется электрическая часть энергетической системы и питающиеся от нее приемники электрической энергии, объединенные общностью процесса производства, передачи, распределения и потребления электрической энергии.
Передача и распределение
электроэнергии осуществляется электрической
сетью - совокупностью
Электрическая сеть должна
проектироваться и
Такие параметры режима, как отклонения частоты и напряжения от номинальных значений, характеризуют качество поставляемой потребителям электроэнергии. Эти параметры должны соответствовать требованиям ГОСТ 13109-97. который регламентирует качество электроэнергии.
Наличие определенных технических требований к параметрам режима вызывает необходимость их контроля и регулирования в процессе эксплуатации и выбора средств регулирования этих параметров на этапе проектирования электрической сети.
Определение параметров режима
на стадии проектирования развития электрической
сети составляет задачу расчета ее
установившихся режимов. Расчетная
схема электрической сети состоит
из схем замещения отдельных ее элементов
и характеризует взаимную связь
этих элементов. Исходными данными
для расчетов служат мощности потребителей
электроэнергии и значения напряжения
в отдельных узлах
Электрическая сеть должна обеспечивать требуемую степень надежности электроснабжения потребителей в соответствии с «Правилами устройства электроустановок». Эти правила делят все электроприемники на категории в отношении обеспечения надежности электроснабжения. Каждая категория электроприемников характеризуется последствиями, вызываемыми перерывом электроснабжения. При известном составе потребителей электроэнергии на стадии проектирования развития электрической сети решается вопрос о необходимости или экономической целесообразности резервирования питания.
Электрическая сеть должна
быть гибкой, т.е. приспособленной для
разных режимов распределения
Наряду с обеспечением работоспособности, гибкости, надежности электроснабжения и качества поставляемой потребителям электроэнергии электрическая сеть должна быть экономичной. Это требование заключается в обеспечении минимального расхода финансовых, энергетических, трудовых и других ресурсов на сооружение электрической сети, передач и распределение по ней электроэнергии.
При разработке вариантов развития электрической сети и режимов ее работы требование экономичности должно выполняться при обеспечении отмеченных выше технических требований к электрической сети и к параметрам ее режима
1.ЗАДАНИЕ НА ПРОЕКТИРОВАНИЕ
2.СОСТАВЛЕНИЕ БАЛАНСА МОЩНОСТИ.
- Определяем полную мощность каждого потребителя:
МВА
МВА
МВА
МВА
МВА
МВА
- Потери активной мощности в линиях и трансформаторах принимаем в размере 5% от потребляемой активной мощности:
- Определяем реактивную мощность каждого потребителя:
- Зарядную мощность линий, а также потери реактивной мощности в линиях не учитываем. Потери реактивной мощности в трансформаторах каждого потр
ебителя считаем равными 6% от его полной мощности:
Полученные результаты заносим в таблицу:
Таблица 1. Баланс активной и реактивной мощности
Потребитель |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
Итого |
11,8 |
20,76 |
23,92 |
40 |
23,42 |
31,67 |
||
7,3 |
13,7 |
17,7 |
26 |
17,1 |
20,9 |
107,87 | |
15,6 |
16 |
30,4 |
16 |
23,8 |
120,25 | ||
6,9 |
11,1 |
10 |
21,88 |
10,2 |
16,94 |
77,02 | |
8 |
1 |
1 |
3 |
1 |
1 |
15 | |
2 |
5,6 |
6 |
7,9 |
6 |
7,8 |
35,3 | |
7,569 |
14,8 |
18,689 |
27,174 |
18,12 |
22,3 |
109,2 |
Требуемые активная и реактивная мощности:
- Определяем располагаемую реактивную мощность по заданному коэффициенту энергосистемы:
- Сравнив располагаемую реактивную мощность с требуемой, приходим к выводу, что имеется дефицит реактивной мощности, и необходима установка компенсирующих устройств. Определяем необходимую мощность компенсирующих устройств для каждого потребителя.
Т.к. среди источников имеется местная ТЭЦ, то:
Принимаем к установке компенсирующие устройства типа УК – 0,38 – 900Н единичной мощностью 0,9Мвар.[6,табл.П-4.2]. Определяем количество компенсирующих устройств у первого потребителя:
С учетом компенсации реактивная мощность первого потребителя составит:
Принимаем к установке синхронный компенсатор типа КС – 10 единичной мощностью 10МВА.[ 6,табл.П-4.2]. Определяем количество компенсирующих устройств у второго потребителя:
С учетом компенсации реактивная мощность второго потребителя составит:
Принимаем к установке синхронный компенсатор типа КС – 10 единичной мощностью 10МВА.[ 6,табл.П-4.2]. Определяем количество компенсирующих устройств у третьего потребителя:
С учетом компенсации реактивная мощность третьего потребителя составит:
Принимаем к установке синхронный компенсатор типа КС – 7,5 единичной мощностью 7,5МВА.[ 6,табл.П-4.2]. Определяем количество компенсирующих устройств у четвертого потребителя:
С учетом компенсации реактивная мощность четвертого потребителя составит:
Принимаем к установке синхронный компенсатор типа КС – 10 единичной мощностью 10МВА.[ 6,табл.П-4.2]. Определяем количество компенсирующих устройств у пятого потребителя:
С учетом компенсации реактивная мощность второго потребителя составит:
Принимаем к установке синхронный компенсатор типа КС – 16 единичной мощностью 16МВА.[ 6,табл.П-4.2]. Определяем количество компенсирующих устройств у второго потребителя:
С учетом компенсации реактивная мощность шестого потребителя составит:
- Проверяем расчет баланса. Для этого определяем новое значение требуемой реактивной мощности и сравниваем его с располагаемой реактивной мощностью.
Баланс практически сошелся, поэтому все расчеты считаем верными.
3.ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОГО ВАРИАНТА СХЕМЫ СЕТИ
Рисунок 1. Расположение источников и потребителей.
Электрическая сеть должна обеспечить надёжность электроснабжения. Потребители 1-й и 2-й категории обеспечиваются электроэнергией не менее чем от двух независимых источников питания.
Если в одном пункте имеются потребители разных категорий, то при выборе схемы сети исходят из высшей категории потребителей данного пункта.
Все варианты схем делятся на три группы: радиально-магистральные схемы, кольцевые схемы и смешанные.
Вариант 1 - радиально-магистральная сеть.
Общая длина линий данного варианта в одноцепном исчислении получается равной:
; км;
N Σ1 = 20 шт; L1 =416 + 20∙4 = 496 км.
Рисунок 2 - Радиально - магистральная сеть. Вариант 1.
Принято, что стоимость сооружения одного километра двухцепной линии в полтора раза выше, чем одноцепной. Необходимое количество выключателей складывается из выключателей на подстанции энергосистемы и ТЭЦ(9шт.) – по одному выключателю на каждый отходящий фидер и выключателей на подстанциях потребителей.
Во втором варианте (рис.3) радиально – магистральной схемы сокращается протяженность ВЛ.
км;
N Σ2 = 20 шт; L2 = 472км.
Рисунок 3 - Радиально – магистральная сеть. Вариант 2.
Вариант 3 (рис. 4) усовершенствование радиально – магистральных вариантов 1 и 2. Несмотря на то, что в этом варианте не удается использовать всю мощность ТЭЦ, он является лучшим для радиально-магистрального исполнения сети, т.к. дает позволяет существенно сократить длину ЛЭП.
км; N Σ3 = 20 шт; L3 = 412 км.
Рисунок 4 - Радиально-магистральная сеть. Вариант 3.
Вариант 4 (рис.5) - однокольцевая схема: в кольцо объединяются ТЭЦ и расположенные рядом с ней потребители для обеспечения наиболее высокой надежности энергосистемы, а также для наиболее плавных графиков нагрузки сети. Максимально используется мощность ТЭЦ, ВЛ в кольце в одноцепном исполнении.
км; N Σ4= 19 шт; L4= 498км.
Рисунок5 - Однокольцевая сеть. Вариант 4.
Вариант 5 (рис. 6) – попытка избавиться от двухцепных ВЛ, путем создания кольца РПП1-ПС5-ПС6-ПС4-РПП1. Дает небольшой выигрыш в длине линий по сравнению с вариантом 4.
км; N Σ5= 19 шт; L5= 474 км.
Рисунок 6 - Кольцевая сеть. Вариант 5
Анализируя первые два варианта кольцевых сетей, приходим к выводу, что наиболее удачным будет объединить в кольцо ПС1, ПС2 и ТЭЦ. В этом случае максимально сократится протяженность линий, а количество выключателей останется прежним (по сравнению с вариантом 5).
км; N Σ6= 20 шт; L6= 428 км.
Рисунок 7 - Кольцевая сеть. Вариант 6.
Рисунок 8 - Комбинированная сеть. Вариант 7.
Вариант 7 (рис. 8) . Комбинированная сеть – часть потребителей объединяется в кольцо, остальные соединены радиально-магистральным способом. Попытка в очередной раз полностью использовать мощность ТЭЦ. Один из худших вариантов.
км; N Σ7= 20 шт; L7 = 512 км.
Рисунок 9 - Комбинированная сеть. Вариант 8.
Вариант 8 (рис. 9) Усовершенствование предыдущего варианта – замена линии ПС3 - ТЭЦ, объединяющей кольцо с радиально – магистральным участком, на более короткую ПС5 – ПС1.
км; N Σ8= 20 шт; L8 = 482км.
Рисунок 10 - Комбинированная сеть. Вариант 9.
Вариант 9 (рис. 10) . Оптимальный вариант комбинированной сети. ПС1 и ПС2 объединены с источником питания радиально-магистральными линиями, т.к. длина ВЛ в этом случае сокращается, а количество выключателей не меняется.
км; N Σ9= 20 шт; L9 = 452 км.
Таким образом, из всех вариантов выбираются на проверку вариант 3, 6 и 9. Они относятся к разным типам конфигурации и имеют наименьшую длину в своём виде.
4. ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЙ РАСЧЁТ ВЫБРАННЫХ ВАРИАНТОВ
Предварительный расчёт необходим для технико - экономического сравнения отобранных вариантов и выбора лучшего из них.
Предварительный расчёт потокораспределения производится для режима наибольших нагрузок наиболее удалённых потребителей. Так как расчёт приближенный, то потерями мощности пренебрегают.
4.1 Предварительный расчёт радиально – магистральной схемы Вариант 3
Потокораспределение:
Поток мощности на участке ТЭЦ - 1 равен мощности ПС1:
МВ∙А.
Поток мощности на
участке ТЭЦ – 2 равен
мощности ПС2:
МВ∙А.
Поток мощности на
участке РПП - 5 равен мощности
ПС5:
МВ∙А.
Поток мощности на участке 6-3 равен мощности ПС3:
МВ∙А.
Поток мощности на
участке 4-6 определяется
суммированием двух потоков,
вытекающих из узла 6:
МВ∙А.
Поток мощности на
участке РПП - 4 определяется
суммированием двух потоков,
вытекающих из узла 4:
МВ∙А.
С помощью формулы Илларионова, определяется целесообразное номинальное напряжение на участках:
;
кВ.
Принимается ближайшее стандартное значение 110 кВ.
Номинальные напряжения остальных участков цепи рассчитываются аналогично. Результаты расчетов занесем в таблицу.
Рисунок 11 - Расчётная схема варианта 3
Таблица 2 - Выбор напряжений для варианта 3.
Участок |
L, км |
P, МВт |
Q, Мвар |
S, МВ·А |
U', кВ |
Uном, кВ |
РПП-5 |
60 |
17,1 |
6 |
18,1 |
57,6 |
110 |
РПП - 4 |
60 |
64,6 |
21,7 |
68,15 |
108 |
110 |
4 - 6 |
40 |
38,6 |
13,8 |
41 |
84 |
110 |
6 - 3 |
20 |
17,7 |
6 |
18,7 |
77,6 |
110 |
ТЭЦ - 1 |
30 |
7,3 |
2 |
7,57 |
37,75 |
35 |
ТЭЦ - 2 |
18 |
13,7 |
5,6 |
14,8 |
50,46 |
110 |
Выбор сечений проводов линий
В качестве основного метода используется метод экономических интервалов. Считается, что по климатическим условиям район сооружения сети соответствует III району по гололеду, и будут использоваться одноцепные ВЛ на железобетонных опорах. Стоимости сооружения 1 км линии и активные погонные сопротивления для разных сечений представлены в табл.4.2. Они взяты из [3, табл. 6.99 и 6.100] с учетом коэффициента удорожания (здесь принято kуд =50) и из [5, табл.П.1].
Как следует из таблицы, стоимость сооружения линий с проводами марок АС-70/11 и АС-95/16 одноцепной и двух цепной ВЛ 110 кВ выше, чем с проводами больших сечений. Это значит, что при данных ценах сечения 70 мм2 и 95 мм2 экономически невыгодны, поэтому далее эти сечения не рассматриваем.
Определяем наибольшее значение параметра по формуле
, приняв
Определяем граничный ток для одной из пар сечений, скажем, для и для одноцепной линии 110 кВ.
Граничные токи для всех
остальных пар сечений
Таблица 3.
Пары сечений |
120/150 |
150/185 |
185/240 |
150/240 |
120/240 |
Одноцепная 110кВ |
119,7 |
425,5 |
560,2 |
- |
- |
Двухцепная 110 кВ |
507,7 |
650 |
581,4 |
612,8 |
564,5 |
Двухцепная 35 кВ |
267,601 |
- |
- |
- |
- |
Рисунок 12 - Номограммы экономических интервалов 110кВ.
Рисунок 13 - Номограммы экономических интервалов 35кВ.
Теперь по построенным номограммам выберем сечения. Для этого находится значение параметра и величина тока в каждой цепи в часы наибольших нагрузок.
, (кВт/руб)1/2 - аргумент, зависящий от параметров, входящих в подкоренное выражение.
Для заданного значения
числа часов использования
В качестве приемлемого срока окупаемости принимается года. Соответствующая этому сроку окупаемости эффективность капиталовложений составит: .
Стоимость потерь электроэнергии принимается 1,1 руб./кВт∙ч. Норма отчислений на амортизацию и обслуживание принимается .
Тогда, (кВт/руб.)1/2.
Наибольший ток в одной цепи линий РПП-5: ;
А.
По номограмме для одноцепной линии 110 кВ на рис. 4.2 определяется, что при ток 47,5 А попадает в экономический интервал сечения 120 мм2. Следовательно, для этой линии выбирается провод марки АС-120/19.
В послеаварийном режиме, после обрыва одной из цепей линии, ток в оставшейся цепи увеличится вдвое и станет равным , для выбранного сечения допустимый ток равен [6], следовательно выбранное сечение проходит по техническим ограничениям. Коронный разряд так же не возникнет, т.к. .
Параметры линий и их режимы
Активные (R) и реактивные (X) сопротивления линий определяются по формулам: , Ом; , Ом;
где, и - длина участка в км и количество цепей;
, - погонные активное и реактивное сопротивления, Ом/км;
Для провода АС-120/19 110 кВ Ом/км, Ом/км.
Ом; Ом.
Потери мощности по участкам: ,
где, , МВт - приближенное значение потока мощности на участке;
, Ом – активное сопротивление участка.
МВт.
Потери напряжения в нормальном режиме: , кВ;
где, и - активная и реактивная составляющие потока мощности на участке.
кВ или .
или 3,34%
Таблица 4 - Выбранные сечения провода и некоторые параметры радиально – магистральной сети
Участок |
S, МВ·А |
I, А |
F,мм2 |
R, Ом |
X, Ом |
ΔP, МВт |
ΔU, % |
РПП - 5 |
18,1 |
47,5 |
120/19 |
7,47 |
12,42 |
0,202 |
1,67 |
РПП - 4 |
68,15 |
179,77 |
240/32 |
3,6 |
11,16 |
1,382 |
3,923 |
4 - 6 |
41 |
107,6 |
240/32 |
2,4 |
7,44 |
0,333 |
1,614 |
6 - 3 |
18,7 |
98,15 |
120/19 |
4,98 |
8,28 |
0,144 |
1,13 |
ТЭЦ - 1 |
7,56 |
62,428 |
120/19 |
3,735 |
6,21 |
0,175 |
3,24 |
ТЭЦ - 2 |
14,8 |
38.84 |
120/19 |
2,24 |
7,452 |
0,04 |
0,6 |
