Проектировка районной электрической сети

Министерство  образования и науки Российской Федерации

Федеральное агентство по образованию

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ 

«ОРЕНБУРГСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Электроэнергетический факультет

Кафедра электроснабжения промышленных предприятий 
 

КУРСОВОЙ  ПРОЕКТ

по  дисциплине «Электрические сети и системы» 

ПРОЕКТИРОВАНИЕ  РАЙОННОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ  СЕТИ

Пояснительная записка 

ОГУ 140211.4010.ХХ ПЗ 
 
 

                Руководитель  проекта

                __________________Пилипенко  О.И.

                «___»_____________________2010 г.

                Исполнитель

                Студент гр.

                ____________________.

                «___»_____________________2010 г. 
                 
                 

Оренбург 2010 

       Задание на проект 

Аннотация

       Пояснительная  записка  содержит 77 страниц, в  том числе 16 рисунков, 50  таблиц, 5   источников.  Графическая часть выполнена на одном листе формата А1.

          В данном проекте изложены основные положения и произведен расчет электрической сети, снабжающей электроэнергией пять групп предприятий химической промышленности города Караганда. Подробно рассмотрены следующие разделы: расчет баланса активной и реактивной мощностей, выбор конструкции и материала провода, выбор сечения проводников и номинального напряжения сети, выбор и проверка силовых трансформаторов на подстанции, технико-экономическое обоснование варианта сети, уточненный электрический расчет.

       Результатом выполненного проекта стала окончательно выбранная и          обоснованная с точки зрения технико-экономических параметров сеть электроснабжения.

 

       

Содержание 

Введение 6

1 Предварительный расчет электрической сети 7

1.1 Краткая характеристика электроснабжаемого района 7

    1.1.1 Климатические условия 7

    1.1.2 Расстояния по воздушной прямой и протяженности трасс между пунктами сети 7

1.2 Построение годового графика нагрузки по продолжительности 8

1.3 Баланс активной и реактивной мощности 11

    1.3.1 Баланс активной мощности 12

    1.3.2 Баланс реактивной мощности 12

1.4 Выбор конструкции сети и материала проводов 15

1.5 Формирование вариантов схем электроснабжения и их анализ 15

1.6 Предварительный расчет выбранных вариантов 17

    1.6.1 Расчет радиально-магистрального варианта сети 17

    1.6.1.1 Расчет потокораспределения в нормальном режиме максимальных нагрузок 17

    1.6.1.2 Выбор номинального напряжения сети 18

    1.6.1.3 Выбор сечения проводов ЛЭП 19

    1.6.1.4 Проверка проводов по току наиболее тяжелого аварийного режима 20

    1.6.1.5 Проверка сети по потере напряжения в нормальном и послеаварийном режимах 21

    1.6.2 Расчет смешанного варианта сети 25

    1.6.2.1 Расчет потокораспределения в нормальном режиме максимальных нагрузок 25

    1.6.2.2 Выбор номинального напряжения сети 27

    1.6.2.3 Выбор сечения проводов ЛЭП 28

    1.6.2.4 Проверка проводов по току наиболее тяжелого аварийного режима 29

    1.6.2.5 Проверка сети по потере напряжения в нормальном и послеаварийном режимах 31

1.7 Выбор числа и мощностей силовых трансформаторов 36

1.8 Проверка трансформаторов на перегрузочную способность по ГОСТ 14209-97 …………………………………………………………………………………..38

1.9 Формирование схем электрических соединений вариантов сети 44

2 Технико-экономическое сравнение вариантов сетей 47

2.1 Расчет потерь мощности в элементах сети 47

2.2 Расчет потерь электроэнергии 48

2.3 Расчет капитальных затрат 49

2.4 Расчет эксплуатационных издержек 52

2.5 Расчет приведенных затрат 53

3 Электрический расчет выбранного варианта сети 54

3.1 Формирование схемы замещения сети 54

3.2 Расчет зарядных мощностей 54

3.3 Выбор режима нейтрали 55

3.4 Определение расчетных нагрузок 55

3.5 Расчет режимов сети 59

    3.5.1 Расчет для нормального режима максимальных нагрузок 59

    3.5.2 Расчет для нормального режима минимальных нагрузок 63

    3.5.3 Расчет для послеаварийного режима 66

3.6 Определение напряжения на стороне низшего напряжения подстанций 70

3.7 Выбор регулировочных ответвлений трансформаторов 71

4 Проверочный расчет баланса активной и реактивной мощности в сети 74

Заключение 76

Список использованных источников 77 
 
 

 

       

       Введение

       В данном курсовом проекте разрабатывается  сеть 110-150 кВ, предназначенная для электроснабжения промышленного района, содержащего пять предприятий, относящихся к химической промышленности с общей мощностью порядка 100 МВА. Общая задача, возникающая при проектировании систем передачи и распределения электроэнергии, заключается в выборе наиболее рациональных технических решений и в выборе наилучших параметров этих решений. При этом приходиться решать следующее наиболее характерные задачи:

       - выбор конфигурации электрической сети и ее конструктивного исполнения (воздушная, кабельная);

       - выбор числа цепей каждой из линий и числа трансформаторов подстанций;

       - выбор номинального напряжения линий;

       - выбор материала и площади сечений проводов линий;

       - выбор схем подстанций;

       - обоснование технических средств обеспечения требуемой надежности электроснабжения потребителей;

       - выбор технических средств обеспечения требуемого качества напряжения;

       - обоснование средств повышения экономичности функционирования электрической сети;

       - выбор средств повышения пропускной способности сети.

 

       

  1. Предварительный расчет электрической  сети
    1. Краткая характеристика электроснабжаемого района
 
       
      1.   Климатические условия

       Сеть  проектируется для г. Караганда.

       Проектируемый район относится к Югу. В соответствии с ПУЭ [1] по гололедообразованию Караганда относится к 3-ему району, где нормативная толщина стенки гололеда составляет 15 мм. Средняя продолжительность гроз в проектируемом районе составляет от 20 до 40 часов в год. По ветровому давлению Караганда относится к 4-ому району, где нормативная скорость ветра составляет 36 м/с (нормативное ветровое давление 800 Па) и к району с умеренной «пляской» проводов с частотой повторяемости 1 раз в 5-10 лет.

       Эквивалентная температура охлаждающего воздуха (Θэкв) в г. Караганде составляет:

       зимняя:  -14.3 ºС;

       летняя:  18.9 ºС;

       годовая: 10,1 ºС.

      1. Расстояния по воздушной прямой и протяженности трасс между пунктами сети

       Расстояние , км, по воздушной прямой между пунктами сети определяется по выражению:

        ,

       где – расстояние между пунктами сети, измеренное циркулем или линейкой на генплане, приведенном в задании, см;

              m – заданный масштаб, км/см.                                                                 

       Для участка 1-2:  

       

       Протяженность трассы , км, между пунктами сети определяется с учетом неравномерности рельефа местности:

        ,

       где к – поправочный коэффициент.

       Величина  поправочного коэффициента принимается  равным 1,26 по таблице 1.1 [2].

       Для участка 1-2:

        

       Расчет  расстояний по воздушной прямой и  протяженности трасс по формулам (1.1) и (1.2)  сведен в таблицу 1.1.

       Расстояния  по воздушной прямой (1В) между пунктами сети занесены  в правую верхнюю часть таблицы, а протяженности трасс (1) между пунктами сети в левую нижнюю часть таблицы.

        Таблица 1.1 – Протяженность трасс  сети

       
    Пункт сети Расстояния  по воздушной прямой (1В) и протяженности трасс (1) между пунктами сети
      РЭС Пункт 1 Пункт 2 Пункт 3 Пункт 4 Пункт 5
    РЭС   110 134 162 172 164
    Пункт 1 138,6   60 98 66 56
    Пункт 2 168,84 75,6   40 98 54
    Пункт 3 204,12 123,48 50,4   128 80
    Пункт 4 216,72 83,16 123,48 161,28   38
    Пункт 5 206,64 70,56 68,04 100,8 47,88  

 
      
    1. Построение  годового графика  нагрузки по продолжительности
 

       Отрасль промышленности, для которой проектируется  сеть, представляет собой предприятия  химической промышленности. Зимний и летний графики нагрузок для этой отрасли представлены на рисунке 1.1.

     
    S*

    о.е.

    0,9                                                  
                         
    		                         
    0,7                                    
    		           
                                                     
    0,5        
    		                                       
           
    		                                       
    0,3  
    		                                     
    		     
                                                     
    0,1  
    		                                             
                                                     
             0     1     2     3     4      5     6     7      8     9    10   11   12    13   14   15   16   17   18   19    20    21   22  23   24ч

       Рисунок 1.1 – Суточные графики нагрузок химической промышленности

       Число «зимних» суток принимается равным nз = 213 и число «летних» суток – nл = 152. Нумеруются ступени графиков зимнего и летнего, начиная с максимального значения.

       Суммарная продолжительность i – ой ступени годового графика:

        ,

    где – суммарная годовая продолжительность i - ой ступени по зимнему графику, ч;

      – суммарная годовая  продолжительность i - ой ступени по летнему графику, ч.

       Суммарные продолжительности i - ой ступени по зимнему и летнему графикам определяются по формулам:

        ,

       ,

       где – суммарная продолжительность i - ой ступени по суточному летнему графику, ч;

             – суммарная продолжительность i - ой ступени по суточному летнему графику, ч.

       Расчет  для 1-ой ступени:

        

        

        

         Расчет для остальных ступеней  графика по формулам (1.3) – (1.5) сведен в таблицу 1.2.

       Таблица 1.2 – Построение годового графика  нагрузки по продолжительности

       
    № ступени Рi, o.e. tiз, ч tiл, ч Тiз, ч Тiл, ч Ti=Tiз+Tiл Pi(o.e.)*Ti ч
    1 1 13 0 2769 0 2769 2769
    2 0,7 0 11 0 1672 1672 1170,4
    3 0,6 0 2 0 304 304 182,4
    4 0,4 2 0 426 0 426 170,4
    5 0,3 0 2 0 304 304 91,2
    6 0,2 9 4 1917 608 2525 505
    7 0,1 0 5 0 760 760 76
    Итого: 24 24 5112 3648 8760 4964,4

 

    Число часов использования максимума  нагрузки определяется по выражению:

       

       Так как в нашем случае графики  представлены в относительных единицах, то это есть число, стоящее в правом нижнем углу таблицы 1.2.

        

       По  значению ТМ определяем jэ – экономическую плотность тока для сталеалюминевых проводов по таблице 1.4 [2].

        

       По  данным таблицы 1.2 строится годовой  график нагрузок по продолжительности.

       

 Рисунок 1.2 – Годовой график  нагрузок по продолжительности

    1. Баланс активной и реактивной мощности
 

       По  заданным значениям активных нагрузок Pi  и коэффициентам мощности потребителей cosφi в задании на проект определяются tgφi, заданные реактивные нагрузки - Qзi  и  полные нагрузки Sзi:

      

     

     

       Для первой нагрузки определяем:

        

        

        

       Расчет  по формулам (1.7) - (1.9) остальных нагрузок сводится в таблицу 1.3.

       Таблица 1.3 – Определение заданных нагрузок

       
    № п/с Pi, МВт cosφi tgφi Qзi, Мвар Sзi, MBA
    1 15 0,75 0,882 13,23 20
    2 13 0,73 0,936 12,171 17,808
    3 25 0,75 0,882 22,048 33,333
    4 31 0,73 0,936 29,023 42,466
    5 17 0,77 0,829 14,087 22,078
    Итого 101     90,557 135,685

 
       
      1.   Баланс активной мощности

        Мощность, вырабатываемая генераторами энергосистемы РГ, МВт:

       ,

    где  РСН – расход мощности на собственные нужды станции,6-8% от ∑Рнагр, МВт;

       РР – резерв мощности на станции, который принимается равным 10% от ∑Рнагр, МВт;

           ∆Рсети – потери активной мощности, принимаемые равными (0,05-0,075)∑Рнагр, МВт.

       Расчет:

        

        

        

        

        

      1. Баланс реактивной мощности

       Баланс  реактивной мощности в проектируемой  сети определяется выражением:

       ,                (1.11)

       где ∑Qнагр – заданная суммарная реактивная  мощность нагрузок; Мвар;

          QCH – расход реактивной мощности на собственные нужды станций, который можно принять равным (2,5÷6)% от полной суммарной нагрузки потребителей, Мвар;

          QP – резерв реактивной мощности на станциях, составляющий примерно 10% от ∑Sнагр, Мвар;

          ∆Qсети – потери реактивной мощности в сети, принимаемые равными 10% от ∑Sнагр, Мвар.

          Расчет вышеназванных  величин: 
 
 
 

        Располагаемая реактивная мощность системы QГ, Мвар, определяется выражением:

       ,

       где tgφс – определяется по заданному cosφс = 0.9 энергосистемы. 
 

        Из уравнения баланса реактивной нагрузки находим суммарную мощность компенсирующих устройств, устанавливаемых  на подстанциях:

         

       Средневзвешенный  коэффициент определяется по формуле:

          

        Определяется мощность компенсирующих устройств QКУi, Мвар, устанавливаемых на каждой из подстанций электрифицируемого района: 

Проектировка районной электрической сети