Проектирование электрической сети 110 кВ

ПЗ.doc

Спроектирована электрическая цепь высокого напряжения в пяти вариантах.
Произведен расчет токов на участках. На основании расчета выбраны сечения проводов линий и число цепей.
Произведен расчет номинального напряжения линий электропередачи.
Выбраны тип и мощность трансформаторов на подстанциях.
Выбраны схемы РУ на подстанциях.
Произведено технико-экономическое сравнение вариантов. Выбраны два наиболее экономичных варианта.
Произведен расчет установившегося режима максимальных нагрузок по обоим вариантам.
Произведен расчет послеаварийных режимов по обоим вариантам.
Развитие энергетики России усиление связей между энергосистемами требует расширения строительства электроэнергетических объектов в том числе линий электропередач и подстанций напряжением 35-110кВ переменного тока.
В настоящее время ЕЭС России включают в себя семь параллельно работающих объединений энергосистем: Центра Средней Волги Урала Северо-запада Востока Юга и Сибири.
Производство электроэнергии растет во всем мире что сопровождается ростом числа электроэнергетических систем которое идет по пути централизации выработки электроэнергии на крупных электростанциях и интенсивного строительства линий электропередач и подстанций.
Проектирование электрической сети включая разработку конфигурации сети и схемы подстанции является одной из основных задач развития энергетических систем обеспечивающих надёжное и качественное электроснабжение потребителей. Качественное проектирование является основой надежного и экономичного функционирования электроэнергетической системы.
Проектирование электрической сети сводится к разработке конечного числа рациональных вариантов развития электрической сети обеспечивающих надежное и качественное электроснабжение потребителей электроэнергией в нормальных и послеаварийных режимах. Выбор наиболее рационального варианта производится по экономическому критерию. При этом все варианты предварительно доводятся до одного уровня качества и надежности электроснабжения. Экологический социальный и другие критерии при проектировании сети учитываются в виде ограничений.
Задание на проектирование
Схема района развития сети показана на рисунке 1.1.
Дополнительные данные:
- cosφ=09 – для всех нагрузок;
- потребители узла 4 – третьей категории надежности;
- потребители узлов 3 13 и 14 – первой категории надежности;
- Р3=45 МВт Р4=10 МВт Р13=15 МВт Р14=20 МВт;
- номинальное напряжение потребителей 10 кВ;
- ТМАХ нагрузок – 4500 ч;
- район проектирования – Урал.
Рисунок 1.1 – Исходная схема развития сети
Разработка схем развития электрической сети
Схемы электрических сетей должны обеспечить необходимую надежность электроснабжения требуемое качество энергии у потребителей удобство и безопасность эксплуатации возможность дальнейшего развития сети и подключения новых потребителей.
В соответствии с ПУЭ нагрузки первой категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания (допускается от двух секций шин районных подстанций).
В большинстве случаев двухцепная ЛЭП не удовлетворяет требованиям надежности электроснабжения потребителей первой и второй категорий так как при повреждении опор возможен перерыв питания. Для таких потребителей следует предусматривать не менее двух одноцепных линий. Для электроприемников третьей категории допустимо питание по одной линии при технико-экономическом обосновании такого варианта то есть при учете ущерба от недоотпуска электроэнергии при перерыве питания.
Для каждого потребителя первой и второй категорий на его подстанции устанавливаются по два понижающих трансформатора с распределительным устройством на высокой стороне.
При разработке вариантов электроснабжения потребителей (рисунки 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5) учтено наличие двух существующих линий 110 кВ сечением АС-240 между питающей подстанцией 1 и узлом 2 мощностью 30 МВт.
В варианте 4 узлы 1 2 4 и 14 соединяются в кольцо в варианте 5 кольцо образуется из узлов 1 2 3 14 и 13. Вариант 3 – кольцевая схема. В остальных вариантах схемы радиальные.
Рисунок 2.1 – Вариант 1
Рисунок 2.2 – Вариант 2
Рисунок 2.3 – Вариант 3
Рисунок 2.4 – Вариант 4
Рисунок 2.5 – Вариант 5
Расчет потокораспределения в сети
1 Расчет потокораспределения варианта 1
На рисунке 3.1 представлено потокораспределение варианта 1.
Рисунок 3.1 – Потокораспределение варианта 1
В варианте 1 рассматривается схема сети с односторонним питанием поэтому потоки мощности на участках сети определяются по известным мощностям нагрузок начиная с конечных участков.
2 Расчет потокораспределения варианта 2
На рисунке 3.2 представлено потокораспределение варианта 2.
Рисунок 3.2 – Потокораспределение варианта 2
Потокораспределение варианта 2 рассчитывается аналогично варианту 1.
3 Расчет потокораспределения варианта 3
На рисунке 3.3 представлено потокораспределение варианта 3.
Рисунок 3.3 – Потокораспределение варианта 3
Расчет потокораспределения в кольце 1 – 2 – 3 – 4 – 14 – 13 – 1:
Рисунок 3.4 – Потокораспределение в кольцевой части сети варианта 3
При расчете учитывают что эквивалентная длина многоцепных линий в кольце рассчитывается по формуле:
где n – число параллельных цепей линии.
4 Расчет потокораспределения варианта 4
На рисунке 3.4 представлено потокораспределение варианта 4.
Рисунок 3.5 – Потокораспределение варианта 4
Расчет потокораспределения в кольце 1 – 2 – 4 – 14 – 1:
Рисунок 3.6 – Потокораспределение в кольцевой части сети варианта 4
5 Расчет потокораспределения варианта 5
На рисунке 3.5 представлено потокораспределение варианта 5.
Рисунок 3.7 – Потокораспределение варианта 5
Рисунок 3.8 – Потокораспределение в кольцевой части сети варианта 5
Расчет потокораспределения в кольце 1 – 2 – 3 – 14 – 13 – 1:
Выбор номинального напряжения в сети
Выбирают номинальное напряжение сети варианта 1.
Для расчета напряжения используют формулу Г.А. Илларионова [1 формула 6.25] дающую удовлетворительные результаты для шкалы напряжений от 35 до 1150 кВ
где P – передаваемая по линии мощность МВт;
Выбирают номинальное напряжение сети для варианта 1.
Номинальные напряжения для остальных вариантов рассчитывают аналогично. Результаты расчетов сведены в таблицу 4.
Т а б л и ц а 4 – Номинальные напряжения сети для всех вариантов
Таким образом на основании расчетов и учитывая напряжение существующей линии во всех вариантах принимают номинальное напряжение 110 кВ.
Выбор сечений линий электропередачи на участках сети
Для определения сечений необходимо рассчитать токи на каждом участке по формуле:
где Р – передаваемая по участку мощность.
Для выбора сечений используются экономические интервалы для ОЭС СССР с учетом того что проектирование ведется в Башкортостане (район по гололеду II) [3 табл. 1.12]. Выбраны стальные опоры для линий 110 кВ.
Рисунок 5.1 – Экономические интервалы
Далее производят проверку выбранных сечений в возможных аварийных режимах по допустимому току при этом должно соблюдаться:
где IДоп – допустимый ток определяемый из таблицы [3 табл. 1.13].
Ток на участке 1 – 14 варианта 1 с учетом параллельных цепей равен:
Ближайший критический ток [3 табл. 1.12] IКР=0175 кА соответствует сечению 120 мм2 таким образом на участке 1 – 4 выбирается двухцепная линия 2АС-120.
Проверка сечения из условий аварийного режима производится при обрыве одной из двух цепей Iав=0262 кА допустимый ток по нагреву для сечения 120 мм2 составляет 390 А [3 табл. 1.13]. Таким образом IавIДоп и проверка дает удовлетворительный результат.
Сечения проводов остальных участков варианта 1 выбираются аналогично.
Выбор сечений линий электропередачи для остальных вариантов осуществляется аналогично. Результаты расчетов сведены в таблицы 5.1 – 5.2.
Т а б л и ц а 5.1 – Сечения проводов варианта 1
Т а б л и ц а 5.2 – Сечения проводов варианта 2
Т а б л и ц а 5.3 – Сечения проводов варианта 3
Рисунок 5.2 – Потокораспределение варианта 3 при обрыве 1-2
Рисунок 5.3 – Потокораспределение варианта 3 при обрыве 1-13
Т а б л и ц а 5.4 – Сечения проводов варианта 4
Рисунок 5.4 – Потокораспределение варианта 4 при обрыве 1-2
Рисунок 5.5 – Потокораспределение варианта 4 при обрыве 1-14
Т а б л и ц а 5.5 – Сечения проводов варианта 5
Рисунок 5.6 – Потокораспределение варианта 5 при обрыве 1-2
Рисунок 5.7 – Потокораспределение варианта 5 при обрыве 1-13
Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях
В практике проектирования на подстанциях всех категорий предусматривается как правило установка двух трансформаторов. Установка одного трансформатора рекомендуется только в случае питания потребителей третьей категории при наличии в сетевом районе передвижной резервной подстанции обеспечивающей замену трансформатора в течение суток.
Необходимо обеспечить энергией потребителей первой и второй категорий в случае аварии на одном из трансформаторов или его отключении. В этом случае оставшийся в работе трансформатор должен обеспечить питание потребителей первой и второй категорий с допустимой перегрузкой до 40 % на время не более 6 часов в течение 5 суток при коэффициенте заполнения суточного графика 075. Следует учитывать что при аварии с одним из трансформаторов допускается отключение потребителей третьей категории.
После выбора трансформатора необходимо произвести проверку:
Типы мощности и число понижающих трансформаторов на подстанциях во всех вариантах одинаковы так как не зависят от схемы сети 110кВ.
Рассматривают выбор трансформаторов на примере узла 2. Выбор трансформаторов в остальных узлах производится аналогичным образом.
Выбирают тип трансформатора [3 таблица 1.30] ТРДН-25000110. При этом:
Все данные о выбранных трансформаторах приведены в таблице 6.1.
Т а б л и ц а 6.1 – Выбор понижающих трансформаторов
Тип и число трансформаторов
Выбор схем подстанций
Наиболее дорогостоящим оборудованием распределительных устройств являются высоковольтные выключатели и поэтому выбор схем распределительных устройств выполняется только с целью определения числа их ячеек.
Т а б л и ц а 7.1 – Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 1)
Число ячеек выключателей 110 кВ
Две рабочие и обходная системы шин
Одна секционированная система шин с обходной
ИТОГО: 38 (вариант 1а) 36 (вариант 1б)
Т а б л и ц а 7.2 – Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 2)
ИТОГО: 40 (вариант 2а) 38 (вариант 2б)
Т а б л и ц а 7.3 – Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 3)
ИТОГО: 34 (вариант 3а) 32 (вариант 3б)
Т а б л и ц а 7.4 – Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 4)
ИТОГО: 44 (вариант 4а) 43 (вариант 4б)
Т а б л и ц а 7.5 – Определение числа ячеек выключателей 110 кВ (вариант 5)
ИТОГО: 34 (вариант 4а) 32 (вариант 4б)
Схемы распределительных устройств на стороне низкого напряжения для всех вариантов будут одинаковы и не зависят от варианта развития электрической сети.
Экономическое сопоставление вариантов развития сети
Варианты подлежащие технико-экономическому сравнению должны быть технически и экономически сопоставимы т.е обеспечивать одинаковую передаваемую мощность и качество электроэнергии в нормальных и послеаварийных режимах работы сети. При сопоставлении схем с разной степенью надежности должна учитываться величина ущерба народному хозяйству от вероятного нарушения электроснабжения.
1 Экономическое сопоставление подвариантов
Подробно экономическое сопоставление рассмотрено при анализе подвариантов присоединения узла 4. Решение этого вопроса позволяет однозначно определить схему питания потребителей III категории в узле 4 для вариантов 1 2 и 5.
Подвариант а предполагает присоединение узла 4 к узлу 14 по двум линиям АС-70 с установкой на подстанции 4 двух трансформаторов ТДН-10000110
Капитальные вложения в линии
где C – стоимость 1 км линии; - длина линии; n – число параллельных линий.
Для АС-70 [3 табл. 2.23] при нормальном напряжении линии 110 кВ на стальных одноцепных опорах для IV района по гололеду С=215*60=1290 тыс.руб.км =37 км n=2. Тогда
Капиталовложения в подстанцию включают стоимость трансформаторов и рапредустройства высшего напряжения. Стоимость РУ низшего напряжения незначительна вследствие невысокой стоимости выключателей 10 кВ. Расчетная стоимость трансформатора ТДН-10000110 [3 табл. 2.7] составляет 54*300=16200 тыс.руб. стоимость ячейки выключателя 110 кВ – 35*300=10500 тыс.руб. [3 табл. 2.3] тогда:
Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание [3 табл. 2.1] для линий составляют 28% для подстанций 110 кВ – 94% соответственно αЛ=0028 αП=0094.
Для определения издержек на покрытие потерь электроэнергии необходимо найти параметры схемы замещения сети:
Суммарные потери холостого хода трансформаторов
Потери мощности в максимальном режиме
Число часов максимальных потерь
Удельная стоимость потерь электроэнергии 0 составляет 175 руб.кВтч [3 рис. 2.1] 0=17510-3 тыс.руб.МВтч.
Таким образом приведенные затраты в подвариант а присоединения узла 4 составляют:
Подвариант б предполагает присоединение узла 4 к узлу 14 также по двум линиям АС-70 с установкой на подстанции 4 одного трансформатора ТДН-16000110
Капиталовложения в подстанцию:
Параметры схемы замещения сети:
Рассчитывают ущерб связанный с перерывом питания:
где m=2 – число последовательно включенных элементов;
=1 – коэффициент учитывающий процент отключаемых потребителей;
– удельный ущерб [3 рис. 2.2];
Л=11 отказгод на 100 км Т=002 отказгод – параметры потока отказов;
ТВЛ=10-3 летотказ ТВТ=2010-3 летотказ – среднее время восстановления.
Таким образом приведенные затраты в подвариант б присоединения узла 4 составляют:
Подвариант а экономичнее подварианта б на 00002 % следовательно этот вариант и предпочтительнее.
2 Экономическое сопоставление вариантов
Таким образом при технико-экономическом сопоставлении вариантов 1 2 и 5 питание потребителей узла 4 осуществляется по двум одноцепным линиям АС-70 с установкой на подстанции двух трансформаторов ТДН-10000110.
Прежде чем переходить к анализу экономических характеристик по всем сравниваемым вариантам следует учесть что во всех вариантах в узлах стоят одинаковые трансформаторы и поэтому нужно учесть только разное число выключателей. Число выключателей которое следует учесть при сопоставлении вариантов показано в табл. 8.1.
Т а б л и ц а 8.1 – Число ячеек выключателей по вариантам
Число ячеек выключателей
Число ячеек для учета при экономическом сопоставлении
При определении приведенных затрат следует учесть что линия 1-2 существующая и во всех вариантах капиталовложения на ее сооружение и амортизационные отчисления не учитываются. Расчет экономических показателей варианта 1 сведен в табл. 8.2.
Т а б л и ц а 8.2 – Расчет экономических показателей линии (вариант 1)
Издержки на компенсацию потерь энергии:
Поскольку в варианте 1 используется на четыре выключателя больше чем в варианте с минимальным числом выключателей следует учесть капиталовложения на эти выключатели
Тогда суммарные капиталовложения в вариант 1
Теперь затраты по варианту 1 определяют как
Расчет экономических показателей варианта 2 сведен в табл. 8.3.
Т а б л и ц а 8.3 – Расчет экономических показателей линии (вариант 2)
Расчет экономических показателей варианта 3 сведен в табл. 8.4.
Т а б л и ц а 8.4 – Расчет экономических показателей линии (вариант 3)
Расчет экономических показателей варианта 4 сведен в табл. 8.5.
Т а б л и ц а 8.5 – Расчет экономических показателей линии (вариант 4)
Расчет экономических показателей варианта 5 сведен в табл. 8.6.
Т а б л и ц а 8.6 – Расчет экономических показателей линии (вариант 5)
Результаты расчета составляющих затрат и сопоставление вариантов приведены в табл. 8.7.
Т а б л и ц а 8.7 – Экономическое сопоставление вариантов развития сети
Анализ результатов сопоставления вариантов развития сети показывает что наиболее экономичным является третий вариант распределительной сети следующий по экономичности после него вариант 5. Эти варианты выбираются для дальнейшего рассмотрения по критерию качества электроэнергии.
Расчет установившихся режимов сети
Расчет установившихся режимов выполняется с целью выявления уровней напряжения в узлах сети анализа их допустимости и выбора при необходимости средств регулирования напряжения с целью ввода режима в допустимую область по уровням напряжений. Расчеты установившихся режимов могут выполняться вручную или с использованием ЭВМ. Расчет установившихся режимов максимальных нагрузок для обоих вариантов и послеаварийный режим для варианта 3 рассчитывают вручную. Остальные режимы рассчитывают с применением программы RastrWin.
1 Расчет установившегося режима максимальных нагрузок варианта 3
Для выполнения расчета подготавливают схему замещения сети и определяют ее параметры (рис. 9.1).
где В0 определяется из [3 таблица 1.9].
Зарядные мощности остальных линий рассчитываются аналогично.
Рисунок 9.1 – Схема замещения варианта 3 для расчета установившегося режима
Радиальные сети рассчитывают с конца линии сворачивая их к балансирующему узлу. А кольцевые сети разделяют в точке потокораздела и считают как радиальные. Потери в элементах сети определяют методом последовательной итерации по следующим формулам:
Для расчета перетоков мощностей в кольцевой сети используют правило «моментов». После чего определяют узел потокораздела и размыкают сеть в этом узле.
Рисунок 9.2 – Схема расчета перетоков мощностей замкнутой сети
После определения всех мощностей с учетом потерь определяют напряжения в узлах сети. На высокой стороне по уравнению (9.4) и на низкой стороне по уравнениям (9.5) и (9.6).
Полученные значения напряжений на узлах высокой стороны трансформаторов сведены в таблицу 9.1. Расчетные значения напряжений на узлах низкой стороны трансформаторов и выбор отпаек приведены в таблице 9.2.
Т а б л и ц а 9.1 – Расчетные узловые напряжения сети варианта 3
Т а б л и ц а 9.2 – Выбор отпаек на трансформаторах варианта 3
Требуемое напряжение кВ
Напряжение до регулирования
Рациональная отпайка
Напряжение после регул-ия
2 Расчет установившегося режима максимальных нагрузок варианта 5
Для выполнения расчета подготавливают схему замещения сети и определяют ее параметры (рис. 9.4).
Рисунок 9.4 – Схема замещения варианта 5 для расчета установившегося режима
Рисунок 9.5 – Схема расчета перетоков мощностей замкнутой сети
Полученные в результате расчетов значения напряжений на узлах высокой стороны трансформаторов сведены в таблицу 9.3. Расчетные значения напряжений на узлах низкой стороны трансформаторов и выбор отпаек приведены в таблице 9.4.
Т а б л и ц а 9.4 – Расчетные узловые напряжения сети варианта 5
Т а б л и ц а 9.5 – Выбор отпаек на трансформаторах варианта 5
3 Расчет установившихся послеаварийных режимов
Расчет послеаварийных режимов аналогичен расчету установившихся режимов максимальных нагрузок. Здесь рассматриваются наиболее тяжелые для системы случаи обрывов проводов на различных участках.
Для варианта 3 наиболее тяжелым является режим при обрыве линии 1-13. Тогда сеть рассчитывается как простейшая радиальная сеть.
Рисунок 9.7 – Схема замещения послеаварийного режима варианта 3
Полученные в результате расчетов значения узловых напряжений сведены в таблицу 9.7.
Т а б л и ц а 9.7 – Расчетные узловые напряжения
Из расчетов видно что для поддержания допустимых напряжений из условий послеаварийного режима необходимо установить компенсирующие устройства.
Для регулирования напряжения изменением перетоков реактивных мощностей на узлах где необходимо увеличить напряжение устанавливают батареи конденсаторов. Экономически целесообразная мощность этих БК рассчитывается по формуле:
где Qk – реактивная мощность БК;
хс – сопротивление участка сети по которой протекает компенсируемая мощность;
Uдоп – допустимое напряжение узла;
U – напряжение узла.
Рассчитывают мощность БК устанавливаемых в узле 4:
Мощность одной конденсаторной батарей равна 1242 МВАр. Соответственно на ПС устанавливают одну конденсаторную батарею установленной мощностью 1242 МВАр.
Далее рассчитывают мощность БК устанавливаемых в узле 14 т.к. даже после повышения напряжения в узле пять напряжение в узле три снижается до недопустимых значений.
Следовательно число БК устанавливаемых в узле три равно одному установленной мощностью 1242 МВАр.
После включения БК в рассчитанных узлах в режиме обрыва линии 1-13 напряжения во всех узлах принимают допустимые значения.
В курсовом проекте рассмотрены вопросы проектирования электрической сети с учетом существующей линии 110 кВ. Рассмотрено пять вариантов развития сети при этом для всех вариантов произведен выбор напряжения сети сечений ЛЭП трансформаторов на понижающих подстанциях и схемы распределительных устройств.
Из пяти схем путем технико-экономического сравнения для дальнейшего рассмотрения приняты две схемы.
Идельчик В.И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов. – М.: Энергоатомиздат 1989. – 592 с.: ил.
Рожкова Л.Д. Электрооборудование электрических станций и подстанций: учебник для сред. проф. образования Л.Д. Рожкова Л.К. Карнеева Т.В.Чиркова. – 3-е изд. стер. – М.: Издательский центр «Академия» 2006. – 448 с.
Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования по дисциплине «Электроэнергетика» Уфимск. авиац. техн. ун-т.; Сост. Т.Ю.Волкова Г.М. Юлукова.
Справочник по проектированию электрических сетей Под редакцией Д.Л. Файбисовича. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС 2006. – 320 с.ил.

Содержание.doc

Задание на проектирование .. 5
Разработка схем развития электрической сети .. 6
Расчет потокораспределения в сети .9
Выбор номинального напряжения в сети . .15
Выбор сечений линий электропередачи на участках сети 17
Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях .20
Выбор схем подстанций ..22
Экономическое сопоставление вариантов развития сети 27
1 Экономическое сопоставление подвариантов 27
2 Экономическое сопоставление вариантов .32
Расчет установившихся режимов сети .38
1 Расчет установившегося режима максимальных нагрузок варианта 3 ..38
2 Расчет установившегося режима максимальных нагрузок варианта 5 44
3 Расчет установившихся послеаварийных режимов 48
Список литературы 62

Титульник.doc

ФГБОУ ВПО Уфимский государственный авиационный технический университет
Кафедра Электромеханики
Электрическая сеть 110 кВ
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
к курсовому проекту по Электроэнергетическим системам и сетям
(обозначение документа)

Схемы РУ.cdw

Схема электрическая 110 кВ
Схема электрическая
Технико - экономическое сопостовление вариантов сети

Карта режима.cdw