МИНИСТЕРСТВО  ОБРАЗОВАНИЯ РФ

ТОЛЬЯТТИНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

Кафедра: «Электроснабжение и электротехника» 
 
 
 
 
 
 
 

Курсовой  проект по дисциплине:

«Внутризаводское  электроснабжение и режимы»

Тема  проекта: «Районная электрическая  сеть»

Вариант задания №27 
 
 

Руководитель: Спиридонов Д.Л.

Исполнитель: Рогаченко А.Г.     

Группа: ЭТМб-301 
 
 
 
 
 
 

     Тольятти, 20011г 
Аннотация

     Проектом  районной электрической сети 35…220кВ предусмотрен эскизный проект электроснабжения потребителей, питаемых от пяти подстанций. Подключение подстанций осуществляется от электростанции, которые входят в состав энергетической системы. Активную мощность электростанции принимаем  достаточной для электроснабжения заданного района.

     Данный  курсовой проект включает в себя следующие разделы:

     - введение, в котором формулируем  цель проекта, устанавливаем связь  принимаемых решений с задачами  проектирования и эксплуатации  других объектов, обосновываем актуальность  разрабатываемой темы проекта;

     - баланс мощности в энергосистеме,  в результате которого определяем  мощность компенсирующих устройств  каждой подстанции;

     - шесть первоначальных вариантов  проектируемой сети;

     - выбор напряжения, конструкции линий,  подстанций, сопоставление и отбор  наиболее оптимального варианта;

     - электрический расчет выбранного  варианта;

     - регулирование напряжения;

     - определение технико-экономических  показателей проектируемой сети;

     - заключение.

Содержание

 Введение…………………………………………………………………. 4

1 Баланс мощности в проектируемой сети. Расчет мощности компенсирующих устройств…………………………………………………. 6

2 Совместный выбор схемы, номинального напряжения, номинальных параметров линии и трансформаторов проектируемой сети…………………………………………………………………………15

2.1 Составление  вариантов цепи. Расчет длин трасс и линий электропередач………………………………………………………………..17

2.2 Расчет  сечений проводов линий и выбор  для них марки…………………………………………………………………………...24

2.3 Выбор  мощности трансформаторов приёмных  подстанций…………………………………………………………………….27

2.4 Выбор  другого оборудования подстанций………………………………29

3 Приведенные  затраты электрической сети………………………………..31

4 Расчет  основных режимов работы проектируемой  электрической сети..41

4.1 Расчет нормального режима наибольших нагрузок…………….………41

4.2 Расчет послеаварийного режима работы проектируемой сети…….….47

5 Регулирование напряжения……………………………………………50

5.1 Режим наибольших нагрузок………………………………………..50

4.2. Послеаварийных режим……………………………………………..52

6 Технико-экономические показатели сети…………………………….53

Заключение……………………………………………………………….55

Литература………………………………………………………………..56

Введение

     Энергетика  обеспечивает электроэнергией и  теплом промышленные предприятия, сельское хозяйство, транспорт, коммунально-бытовые  нужды городов, рабочих и сельских поселков.

     Электрификация  страны предусматривает сооружение электростанций, электрических сетей  и установок для потребления  электроэнергии.

     Производство  электроэнергии на тепловых, гидравлических и атомных электростанциях страны ежегодно возрастает.

     Настоящий проект электрических сетей предусматривает  выполнение связей между приемными  пунктами и источниками электроэнергии. Оптимальный проект соответствует  наименьшим затратам при строительстве  и монтаже электрических сооружений и устройств, наибольшим удобствам  и надежности при эксплуатации, обеспечивает питание потребителей электроэнергией  надлежащего качества при приемлемых эксплуатационных издержках.

     При проектировании электрической сети применяется стандартное оборудование, материалы, унифицированные конструкции  опор и фундаментов. Проектирование выполняется в одну стадию, если проектная стоимость электрической  сети невелика (технорабочий проект). При большей стоимости, что соответствует нашему случаю, проектирование выполняем в две стадии (технический проект и рабочие чертежи).

     При учебном проектировании (в нашем  случае) целью является получение  навыков проведения проектных работ. Отрабатывались методы проектирования, рассматривались разные подходы  к обоснованию основных проектных  решений. Технические решения при  проектировании принимались достаточно обосновано. Экономические стоимостные  оценки в условиях рынка изменяются в широких пределах, поэтому в  данной работе воспользовались экономическими оценками уже известного конкретного  года 2007.

     Проектные материалы (пояснительная записка, чертежи, сводные сметы, сводки затрат) имеют минимальный необходимый  объем без повторений в различных  частях и составлены достаточно четко с тем, чтобы пользование ими не вызывало затруднений. Титульные листы курсового проекта и задания выполнены в соответствии со стандартом СТП 2.201-87.

1. Баланс  мощности в проектируемой сети. Расчет мощности компенсирующих устройств

     Передача  энергии по электрической сети осуществляется электромагнитными волнами практически  мгновенно, чем и объясняется  одновременность производства и  потребления электроэнергии. Поэтому  в установившемся режиме работы электросистемы в каждый момент времени электростанции должны выдавать мощность, равную мощности потребителей и потерям в элементах сети. Следовательно, должен иметь место баланс выдаваемой и потребляемой мощности. Баланс составляется раздельно для активной и для реактивной мощности.

     Потребление активной мощности в проектируемой  сети рассматриваем для периода  наибольших нагрузок. Эту величину активной мощности складываем из нагрузок в заданных пунктах потребления  электроэнергии и потерь мощности в  линиях и трансформаторах сети.  Установленная мощность генераторов  питающей электросистемы обеспечивает потребности проектируемой районной сети в активной мощности во всех режимах работы.

     Компенсация реактивной мощности оказывает влияние  на величину полных нагрузок подстанций и выбор мощности трансформаторов, на сечении проводов линий, на потери напряжения, мощности и энергии в  сети.

     Все потребители электроэнергии, наряду с потреблением активной мощности Р потребляют и реактивную мощность Q. Коэффициент мощности является недостаточно показательным при оценке потребляемой реактивной мощности, так как при значениях , близких к единице, потребляемая реактивная мощность еще достаточно велика. Более показательным является коэффициент реактивной мощности  . При решении вопросов, связанных со снижением потерь в электрических сетях, пользуемся непосредственно значениями реактивной мощности.

     Потребителями реактивной мощности являются приемники  электроэнергии, которые по принципу своего действия используют переменное магнитное поле - асинхронные двигатели, дуговые и индукционные печи, сварочные установки, выпрямители и другие, а также такие устройства как: электропередачи – трансформаторы, линии электропередач, реакторы.

     Источниками реактивной мощности являются: генераторы электростанций, протяженные воздушные  и кабельные линии, синхронные компенсаторы, электродвигатели, батареи шунтовых (статических) конденсаторов, источники реактивной мощности.

     Передача  реактивной мощности от генераторов  электростанции к потребителям, сопряжена  с дополнительными потерями активной мощности в устройствах электрической  сети на участке генератор-потребитель. Снижение дополнительных потерь активной мощности достигается путем разгрузки  электрической сети с помощью  компенсирующих устройств, установленных  у потребителя. Выбираем компенсирующие устройства и элементы питающих и  распределительных сетей с учетом снижения токовых нагрузок от действия компенсации.

     В настоящем проекте при выборе мощности компенсирующих устройств  используем упрощенный подход.

     При выборе компенсирующих устройств, устанавливаемых  в распределительных сетях приемных подстанций, исходными являются следующие  данные:

     Рассчитываем  активные и реактивные нагрузки потребителей напряжением 10 кВ (в нашем случае) в часы наибольшей (, ) и наименьшей (, ) нагрузки энергосистемы: 
 

     где  определяется по (величина указана в задании);

       и  принимаются в доле от и согласно заданной нагрузке, в 0,5 о. е.

     Пункт б

= 38 МВт

= 380,5 = 19 (МВт)

       = 0,88

       = 0,54

       = 0,4 – оптимальный тангенс угла, соответствующий установленным приемному пункту условиям получения от энергосистемы мощности и  
 

= 380,54 = 20,52 (Мвар)

      = 190,54 = 10,26 (Мвар) и определяются по максимальным и минимальным активным нагрузкам:

= 380,4 = 15,2 (Мвар)

= 190,4 = 7,6  (Мвар)

     Необходимая мощность компенсирующих устройств приемного пункта с учетом резерва:

=1,13

=

= 1,13 20,52 – 15,2 = 7,78 (Мвар)

= 10,26 –  7,6 = 2,66 (Мвар)

     По  результатам расчетов выбираем для  данного пункта КУ типа КСА – 0,66 – 40 с установленной мощностью 10,6 (Мвар), стоимостью 79 тыс. руб.

= 10,6 (Мвар)

     Расчетная полная мощность для приемного пункта:

= + j() = 38 + j(20,52 – 10,6) = 38 +9,92i (МВА) 
 

     Пункт В

= 23 МВт

= 230,5 = 11,5 (МВт)

= 0,78

= 0,8

= 0,4 – оптимальный тангенс угла, соответствующий установленным приемному пункту условиям получения от энергосистемы мощности и  
 

= 230,8 = 18,4 (Мвар)

      = 11,50,8 = 9,2 (Мвар) и определяются по максимальным и минимальным активным нагрузкам:

= 230,4 = 9,2 (Мвар)

= 11,50,4 = 4,6  (Мвар)

     Необходимая мощность компенсирующих устройств приемного пункта с учетом резерва:

   =1,13

=

=1,13 18,4 – 9,2 = 11,6 (Мвар)

= 9,2 –  4,6 = 4,6 (Мвар)

     По  результатам расчетов выбираем для  данного пункта КУ типа КСА – 0,66 – 40 с установленной мощностью 10,6 (Мвар), стоимостью 79 тыс. руб.

= 10,6 (Мвар)

     Расчетная полная мощность для приемного пункта:

= + j() = 23 + j(18,4 – 10,6) = 23 +6,8i (МВА) 
 

     Пункт Г

= 30 МВт

= 300,5 = 15 (МВт)

= 0,85

= 0,62

= 0,4 – оптимальный тангенс угла, соответствующий установленным приемному пункту условиям получения от энергосистемы мощности и .

= 300,62 = 18,6 (Мвар);

      = 150,62 = 9,3 (Мвар) и определяются по максимальным и минимальным активным нагрузкам:

= 300,4 = 12 (Мвар)

= 150,4 = 6  (Мвар)

     Необходимая мощность компенсирующих устройств приемного пункта с учетом резерва:

    =1,13

    =

=1,13 18,6 – 12 = 9,02 (Мвар)

= 9,3 –  6 = 3,3 (Мвар)

     По  результатам расчетов выбираем для  данного пункта КУ типа КСА – 0,66 – 40 с установленной мощностью 10,6 (МВАр), стоимостью 79 тыс. руб.

= 10,6 (Мвар)

     Расчетная полная мощность для приемного пункта:

= + j() = 30 + j(18,6 – 10,6) = 30 +8i (МВА) 
 

     Пункт Д

= 36 МВт

= 360,5 = 18 (МВт)

= 0,85

= 0,62

= 0,4 – оптимальный тангенс угла, соответствующий установленным приемному пункту условиям получения от энергосистемы мощности и . 
 

= 360,62 = 22,32 (Мвар)

      = 180,62 = 11,16 (Мвар) и определяются по максимальным и минимальным активным нагрузкам:

= 360,4 = 14,4 (Мвар)

= 180,4 = 7,2  (Мвар)

     Необходимая мощность компенсирующих устройств приемного пункта с учетом резерва:

  =1,13

  =

=1,13 22,32 – 14,4 = 10,82(Мвар)

= 11,16 –  7,2 = 3,96 (Мвар)

     По  результатам расчетов выбираем для  данного пункта КУ типа КСА – 0,66 – 40 с установленной мощностью  26,7 (Мвар), общей стоимостью 100 тыс. руб.

= 26,7 = 13,4 (Мвар)

     Расчетная полная мощность для приемного пункта:

= + j() = 36 + j(22,32 – 13,4) = 36 +8,92i (МВА) 

     Пункт Е

= 20 МВт

= 200,5 = 10 (МВт)

= 0,84

= 0,65

= 0,4 – оптимальный тангенс угла, соответствующий установленным приемному пункту условиям получения от энергосистемы мощности и . 
 

= 200,65 = 13 (Мвар)

      = 100,65 = 6,5 (Мвар) и определяются по максимальным и минимальным активным нагрузкам:

= 200,4 = 8 (Мвар)

= 100,4 = 4  (Мвар)

     Необходимая мощность компенсирующих устройств приемного пункта с учетом резерва:

       =1,13

=

=1,13 13 – 8 = 6,69 (Мвар)

= 6,5 –  4 = 2,5 (Мвар)

     По  результатам расчетов выбираем для  данного пункта КУ типа КСА – 0,66 – 40 с установленной мощностью 6,7 (Мвар), стоимостью 61 тыс. руб.

= 6,7 (Мвар)

     Расчетная полная мощность для приемного пункта:

= + j() = 20 + j(13 – 6,7) = 20 +6,3i (МВА) 

    Занесем рассчитанные результаты приёмных подстанций в таблицу 1

Таблица 1 – Параметры приемных подстанций

2 Совместный выбор  схемы, номинального  напряжения, номинальных  параметров линии  и трансформаторов  проектируемой сети

     Схема соединений линий сети находится  в тесной технико-экономической  взаимозависимости от номинального напряжения сети. Часто изменение  основной схемы сети влечет за собой  необходимость изменения номинального напряжения сети. Возможна и обратная зависимость номинального напряжения от схемы соединения линии сети. Следовательно, выбор схемы сети и ее номинального напряжения желательно производить совместно. Однако в практике проектирования и реконструкции сети, либо привязки новой сети к существующим сетям, может оказаться ограниченным выбор номинального напряжения в силу наличия определенных номинальных напряжений в действующих электрических сетях.

     Совместный  выбор схемы соединений линий  сети и ее номинального напряжения начинаем с создания ряда технически осуществимых вариантов сети с последующим  их технико-экономическим сопоставлением по методу приведенных затрат.

     Создаём варианты, которые подчиняются следующим  определенным логическим требованиям:

     - передача электроэнергии от источника  питания сети до приемных подстанций  должна осуществляться по возможно  кратчайшему пути;

     - на приемных подстанциях применяются  упрощенные схемы ОРУ без выключателей;

     - электроснабжение подстанций, в  которых есть потребители 1 категории,  должно осуществляться не менее  чем по двум линиям;

     - выключатели устанавливаются только  в начале линии у источника питания;

     - длина трассы линии увеличивается  на 10% из-за неровностей рельефа,  и обхода естественных и искусственных  препятствий. Для каждого участка  трассы определяем её длину  по плану с учётом масштаба:

= 1,07М

     где   – длина трассы линии на плане в см;

     М – масштаб линий, указанный в  задании, 8 км/см. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

2.1 Составление вариантов  цепи. Расчет длин трасс и линий электропередач

     Вариант №1

Рисунок 1 – Районная электрическая сеть вариант 1

     Суммарная длина трасс:

 = = ++++ = 49,65+38,52+52,22+36,81+30,82

= 208,02 (км)

 =

     где - длина трассы одноцепной линии, км;

      - длина трассы двухцепной линии, км.

 = +2+++ = 49,65+2158,37 = 366,39 (км)

     Общее число выключателей при условии  установки одного выключателя в  начале линии n^в = 10 шт. 
 

     Вариант №2

Рисунок 2 – Районная электрическая сеть вариант 2

     Суммарная длина трасс:

 = = ++++ = 49,65+38,52+48,45+42,8+30,82 = 210,24 (км)

 =

      где - длина трассы одноцепной линии, км;

       - длина трассы двухцепной линии, км.

 = +2+++ = 49,65+2160,59 = 370,83 (км)

     Общее число выключателей при условии  установки одного выключателя в  начале линии n^в = 6 шт. 
 
 
 

     Вариант №3

Рисунок 3 – Районная электрическая сеть вариант 3

     Суммарная длина трасс:

 = = ++++ = 43,66+38,52+52,22+36,81+42,8 = 214,01 (км)