Проектирование районной электрической сети. Вариант 12

Пояснилка по сетям.docx

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
по дисциплине «Электрические сети и системы»
ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЙОННОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Пояснительная записка
ОГУ 140211.4010.ХХ ПЗ
Руководитель проекта
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.
Предварительный расчет электрической сети7
1Краткая характеристика электроснабжаемого района7
1.1Климатические условия7
1.2Расстояния по воздушной прямой и протяженности трасс между пунктами сети7
2Построение годового графика нагрузки по продолжительности8
3Баланс активной и реактивной мощности11
3.1Баланс активной мощности12
3.2Баланс реактивной мощности12
4Выбор конструкции сети и материала проводов15
5Формирование вариантов схем электроснабжения и их анализ15
6Предварительный расчет выбранных вариантов17
6.1Расчет радиально-магистрального варианта сети17
6.1.1Расчет потокораспределения в нормальном режиме максимальных нагрузок17
6.1.2Выбор номинального напряжения сети18
6.1.3Выбор сечения проводов ЛЭП19
6.1.4Проверка проводов по току наиболее тяжелого аварийного режима20
6.1.5Проверка сети по потере напряжения в нормальном и послеаварийном режимах21
6.2Расчет смешанного варианта сети25
6.2.1Расчет потокораспределения в нормальном режиме максимальных нагрузок25
6.2.2Выбор номинального напряжения сети27
6.2.3Выбор сечения проводов ЛЭП28
6.2.4Проверка проводов по току наиболее тяжелого аварийного режима29
6.2.5Проверка сети по потере напряжения в нормальном и послеаварийном режимах31
7Выбор числа и мощностей силовых трансформаторов36
8Проверка трансформаторов на перегрузочную способность по ГОСТ 14209-97 ..38
9Формирование схем электрических соединений вариантов сети44
Технико-экономическое сравнение вариантов сетей47
1Расчет потерь мощности в элементах сети47
2Расчет потерь электроэнергии48
3Расчет капитальных затрат49
4Расчет эксплуатационных издержек52
5Расчет приведенных затрат53
Электрический расчет выбранного варианта сети54
1Формирование схемы замещения сети54
2Расчет зарядных мощностей54
3Выбор режима нейтрали55
4Определение расчетных нагрузок55
5Расчет режимов сети59
5.1Расчет для нормального режима максимальных нагрузок59
5.2Расчет для нормального режима минимальных нагрузок63
5.3Расчет для послеаварийного режима66
6Определение напряжения на стороне низшего напряжения подстанций70
7Выбор регулировочных ответвлений трансформаторов71
Проверочный расчет баланса активной и реактивной мощности в сети74
Список использованных источников77
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.
Предварительный расчет электрической сети
1Краткая характеристика электроснабжаемого района
1.1 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 мс (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 (экв) в г. Караганде составляет:
1.2 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 кмсм.
Протяженность трассы км между пунктами сети определяется с учетом неравномерности рельефа местности:
где к – поправочный коэффициент.
Величина поправочного коэффициента принимается равным 126 по таблице 1.1 [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
Расстояния по воздушной прямой (1В) и протяженности трасс (1) между пунктами сети
2Построение 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.
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
– 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
– 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
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
3Баланс 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
3.1 Баланс активной мощности
Мощность вырабатываемая генераторами энергосистемы РГ МВт:
где РСН – расход мощности на собственные нужды станции6-8% от Рнагр МВт;
РР – резерв мощности на станции который принимается равным 10% от Рнагр МВт;
Рсети – потери активной мощности принимаемые равными (005-0075)Рнагр МВт.
3.2 Баланс реактивной мощности
Баланс реактивной мощности в проектируемой сети определяется выражением:
где Qнагр – заданная суммарная реактивная мощность нагрузок; Мвар;
QCH – расход реактивной мощности на собственные нужды станций который можно принять равным (25÷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:
С учетом компенсации части реактивной мощности определяются реактивные нагрузки потребителей Qi Мвар:
и полные нагрузки Si MBA подстанций после компенсации:
Для проверки выполненных расчетов определяются коэффициенты мощности потребителей после компенсации:
Пример расчета для 1 подстанции:
Расчеты для остальных подстанций сведены в таблицу 1.4.
Таблица 1.4 – Расчетные нагрузки с учетом компенсации реактивной мощности
4Выбор конструкции сети и материала проводов
Для проектируемой сети выбираются воздушные линии на железобетонных опорах. Провода принимаются марки АС.
5Формирование вариантов схем электроснабжения и их анализ
Ниже приведены варианты для снабжения пяти потребителей района расположение которых относительно источника питания – районной электростанции (РЭС) задано в задании на проект. Категории потребителей представлены в таблице 1.5 в виде трех чисел разделенных знаком . Числа по порядку слева направо соответствуют в процентах удельному весу потребителей 1-ой 2-ой и 3-ей категории по степени надежности электроснабжения.
Таблица 1.5 – Категории потребителей
Категория потребителей
Рисунок 1.3 – Радиальная сеть
Рисунок 1.4 – Радиально-магистральная сеть
Рисунок 1.5 – Смешанная сеть
Рисунок 1.6 – Сложнозамкнутая сеть
Для дальнейшего расчета выбираем радиально-магистральный и смешанный варианты.
6Предварительный расчет выбранных вариантов
6.1 Расчет радиально-магистрального варианта сети
6.1.1Расчет потокораспределения в нормальном режиме максимальных нагрузок
Расчет ведется без учета потерь мощности на участках сети. Задаемся направлением потокораспределения активной мощности по участкам сети (рисунок 1.7).
Рисунок 1.7 – Направление потокораспределения активной мощности по участкам сети
Расчет потокораспределения производится используя первый закон Кирхгофа:
Реактивные нагрузки сети Qij Мвар определяются по формуле:
Полные нагрузки участков сети Sij MBA определятся по формуле:
Расчеты для остальных участков сети производим аналогично. Результаты вычислений сведены в таблицу 1.6.
Таблица 1.6 – Потокораспределение по ветвям сети
6.1.2Выбор номинального напряжения сети
Ориентировочное напряжение Uopij кВ для участков сети определятся по формуле Стилла:
lij – длина линии км.
Ориентировочное напряжение для участка 0-1:
Расчет остальных участков аналогичен результаты вычислений занесены в таблицу 1.7.
Таблица 1.7 – Выбор номинального напряжения
За номинальное напряжение линии – UН принимается стандартное ближайшее к Uopij. Для сети в целом принимаем одинаковое напряжение.
Принимаем для дальнейшего расчета два варианта:
)Номинальное напряжение UН = 110 кВ;
)Номинальное напряжение UН = 150 кВ.
6.1.3Выбор сечения проводов ЛЭП
Рабочие токи участков сети Iij A определяются по формуле:
где n – число цепей линии электропередачи.
Для участка 2-3 UH = 110 кВ:
Ориентировочные сечения Fopij мм2 по участкам сети определяются по экономической плотности тока:
Для участка 2-3 с учетом ограничения по короне [1] принимаем стандартное сечение Fст = 70 мм2. Аналогично проводится расчет для остальных участков сети результаты вычислений сведены в таблицу 1.8.
Таблица 1.8 – Расчет сечений для UH = 110 кВ
Расчет сечений проводов для участков сети на напряжение 150 кВ проводится аналогично предыдущему. Результаты расчета сведены в таблицу 1.9.
Таблица 1.9 – Расчет сечений для UH = 150 кВ
6.1.4Проверка проводов по току наиболее тяжелого аварийного режима
Аварийный ток участка сети определяется:
где Iдопij – допустимый по нагреву длительный ток нагрузки ВЛ определяемый по таблице 1.11 [2].
условие выполняется.
Сечение на участке 2-3 удовлетворяет условию проверки по допустимому току нагрева в послеаварийном режиме.
Аналогично проводятся расчеты для остальных участков сети. Результаты вычислений заносятся в таблицу 1.10.
Аналогично проводится проверка участков сети при напряжении 150 кВ. Результаты вычислений заносятся в таблицу 1.11.
Таблица 1.10 – Проверка сечений по допустимому току (UH = 110 кВ)
Таблица 1.11 – Проверка сечений по допустимому току (UH = 150 кВ)
6.1.5Проверка сети по потере напряжения в нормальном и послеаварийном режимах
Параметры П-образной схемы замещения определяются по формулам:
Влij – емкостная проводимость схемы замещения линии участка i-j мкСм.
Значения xo ro и bo приведены в таблице 1.13 [2].
Расчет для остальных участков производится аналогично. Результаты расчетов параметров схемы замещения для номинального напряжения 110 кВ сведены в таблицу 1.12.
Аналогично определяются параметры схемы замещения для UH = 150 кВ. Результаты расчетов сведены в таблицу 1.13.
Таблица 1.12 – Параметры схемы замещения (UH = 110 кВ)
Таблица 1.13 – Параметры схемы замещения (UH = 150 кВ)
Потеря напряжения в процентах от номинального на участках сети в нормальном режиме:
Потеря напряжения Uij кВ:
Потеря напряжения на участках сети в послеаварийном режиме:
Потери напряжения на остальных участках и для номинального напряжения UH = 150 кВ производятся аналогично. Результаты для UH = 110 кВ сведены в таблицу 1.14. Результаты расчетов для UH = 150 кВ сведены в таблицу 1.15.
Таблица 1.14 – Потери напряжения в нормальном и послеаварийном режимах UH = 110 кВ
Таблица 1.15 – Потери напряжения в нормальном и послеаварийном режимах UH = 150 кВ
Проверка сети по потере напряжения UH = 110 кВ.
Проверка осуществляется до точек электрически наиболее удаленных.
Условие проверки в нормальном режиме максимальных нагрузок:
где Uдоп% - допустимая величина потери напряжения (в процентах от номинального напряжения) в нормальном режиме.
Наиболее удаленные точки сети: точки 3 и 4.
Проверка точки 4 на потерю напряжения:
что меньше допустимой потери напряжения Uдоп = 20%.
Проверка точки 3 на потерю напряжения:
что меньше допустимой потери напряжения.
Сеть удовлетворяет условию проверки по потере напряжения в нормальном режиме максимальных нагрузок.
Условие проверки в послеаварийном режиме:
где Uдоп.ав% - допустимая величина потери напряжения (в процентах от номинального напряжения) в послеаварийном режиме.
что больше допустимой потери напряжения Uдоп.ав = 25%.
что больше допустимой потери напряжения.
Сеть с номинальным напряжением UH = 110 кВ не удовлетворяет условию проверки по потере напряжения в послеаварийном режиме.
Проверка сети по потере напряжения UH = 150 кВ.
Расчет производится аналогично предыдущему.
Нормальный режим максимальных нагрузок:
Проверка точки 4 на потерю напряжения по формуле (1.33):
Проверка точки 3 на потерю напряжения по формуле (1.34):
Послеаварийный режим:
Проверка точки 4 на потерю напряжения по формуле (1.36):
что меньше допустимой потери напряжения Uдоп.ав = 25%.
Проверка точки 3 на потерю напряжения по формуле (1.37):
Сеть с номинальным напряжением UH = 150 кВ удовлетворяет условию проверки по потере напряжения в послеаварийном режиме.
6.2 Расчет смешанного варианта сети
6.2.1Расчет потокораспределения в нормальном режиме максимальных нагрузок
Расчет ведется без учета потерь мощности на участках сети.
Рисунок 1.8 – Потокораспределение смешанного варианта сети
Кольцо размыкается по РЭС (рисунок 1.9) и проводится расчет сети с двусторонним питанием без учета потерь мощности.
Рисунок 1.9 – Сеть с двусторонним питанием
Активная мощность на участке 0-2 определяется по формуле:
По первому закону Кирхгофа:
Реактивные нагрузки сети Qij Мвар определяются по формуле (1.19).
Полные нагрузки участков сети Sij MBA определятся по формуле (1.20).
Расчеты для остальных участков сети производим аналогично. Результаты вычислений сведены в таблицу 1.16.
Таблица 1.16 – Потокораспределение по ветвям сети
6.2.2Выбор номинального напряжения сети
Ориентировочное напряжение Uopij кВ для участков сети определятся по формуле Стилла (1.21).
Ориентировочное напряжение для участка 0-2:
Расчет остальных участков аналогичен результаты вычислений занесены в таблицу 1.17.
Таблица 1.17 – Выбор номинального напряжения
6.2.3Выбор сечения проводов ЛЭП
Рабочие токи участков сети Iij A определяются по формуле (1.22):
Для участка 0-2 UH = 110 кВ:
Ориентировочные сечения Fopij мм2 по участкам сети определяются по экономической плотности тока по формуле (1.23).
Для участка 0-2 с учетом ограничения по короне [1] принимаем стандартное сечение Fст = 150 мм2.
Аналогично проводится расчет для остальных участков сети результаты вычислений сведены в таблицу 1.18.
Таблица 1.18 – Расчет сечений для UH = 110 кВ
Расчет сечений проводов для участков сети на напряжение 150 кВ проводится аналогично предыдущему. Результаты расчета сведены в таблицу 1.19.
Таблица 1.19 – Расчет сечений для UH = 150 кВ
6.2.4Проверка проводов по току наиболее тяжелого аварийного режима
Проверка для кольцевого участка сети 0-2-3-5-0.
Расчет выполняется для двух режимов:
а) выход из строя головного участка 0-2;
б) выход из строя головного участка 0-5.
Выход из строя участка 0-2:
Рисунок 1.10 – Потокораспределение активных нагрузок
Выход из строя участка 0-5:
Рисунок 1.11 - Потокораспределение активных нагрузок
Для участка 2-3 в качестве наиболее тяжелого аварийного режима выбираем режим а) с наибольшей нагрузкой; для участка 3-5 – режим б):
Аварийный ток определяется по формуле:
Расчеты для участков 2-33-5 и 0-5 аналогичен и сведен в таблицу 1.20.
Расчет аварийного тока для участков 0-1-4 производится по формуле (1.24):
Таблица 1.20 – Проверка сечений по допустимому току (UH = 110 кВ)
Аналогично проводится проверка участков сети при напряжении 150 кВ.
Таблица 1.21 – Проверка сечений по допустимому току (UH = 150 кВ)
6.2.5Проверка сети по потере напряжения в нормальном и послеаварийном режимах
Расчет для ЛЭП UH = 110 кВ.
Параметры П-образной схемы замещения определяются по формулам (1.26) – (1.28). Результаты расчетов сведены в таблицу 1.22.
Таблица 1.22 – Параметры схемы замещения (UH = 110 кВ)
Потеря напряжения на участках сети в нормальном режиме и послеаварийном режимах определяется по формулам (1.29) и (1.30). Результаты сведены в таблицу 1.24.
Таблица 1.24 – Потери напряжения в нормальном режиме UH = 110 кВ
Проверку по потере напряжения в нормальном режиме максимальных нагрузок осуществляют по условию (1.32).
Проверка по потере напряжения осуществляется до электрически наиболее удаленной точки на магистральном участке и до точки потокораздела на кольцевом участке:
Сеть UH = 110 кВ удовлетворяет условию проверки по потере напряжения в нормальном режиме максимальных нагрузок.
Проверка сети в после аварийном режиме осуществляется по условию (1.35) для кольцевого участка – проверка осуществляется для двух режимов а) и б). Расчет для магистрального участка проводится по формуле (1.31) для кольцевого участка – по формуле (1.29) с подстановкой соответствующих мощностей протекающих в одном из двух послеаварийных режимов. Результаты вычислений сведены в таблицы 1.25 – 1.27.
Таблица 1.25 – Потери напряжения послеаварийный режим а) UH = 110 кВ
Таблица 1.26 – Потери напряжения послеаварийный режим б) UH = 110 кВ
Таблица 1.27 – Потери напряжения послеаварийный режим на магистральном участке UH = 110 кВ
Сеть не удовлетворяет условию проверки по потере напряжения на кольцевом и магистральном участках в послеаварийном режиме так как потери напряжения превышают допустимые Uдоп = 25%.
Расчет для ЛЭП UH = 150 кВ.
Расчет выполняется аналогично предыдущему. Результаты расчетов параметров схемы замещения сведены в таблицу 1.28.
Таблица 1.28 – Параметры схемы замещения (UH = 150 кВ)
Результаты расчетов потерь напряжения в нормальном режиме сведены в таблицу 1.29.
Таблица 1.29 – Потери напряжения в нормальном режиме UH = 150 кВ
Проверка сети по потере напряжения (по формулам (1.41)-(1.42) (1.32)):
Проверка сети в послеаварийном режиме. Расчет аналогичен расчету сети с UH = 110 кВ. Результаты вычислений сведены в таблицы 1.30 – 1.32.
Таблица 1.30 – Потери напряжения послеаварийный режим а) UH = 150 кВ
Таблица 1.31 – Потери напряжения послеаварийный режим б) UH = 150 кВ
Таблица 1.32 – Потери напряжения послеаварийный режим на магистральном участке UH = 150 кВ
Сеть не удовлетворяет условию проверки по потере напряжения в послеаварийном режиме а) на кольцевом участке и удовлетворяет этому условию на магистральном участке и в послеаварийном режиме б).
Чтобы сеть удовлетворяла условию проверки по потере напряжения в послеаварийном режиме а) увеличим сечение участка 0-5 на 1 ступень и повторим расчет параметров схемы замещения этого участка и проверим потери напряжения в послеаварийном режиме а) (обрыв участка 0-2). Результаты вычислений сведены в таблицы 1.33 и 1.34.
Таблица 1.33 – Параметры схемы замещения участка 0-5 UH = 150 кВ
Таблица 1.34 – Потери напряжения послеаварийный режим а) UH = 150 кВ
Сеть удовлетворяет условию проверки по потере напряжения в послеаварийном режиме.
7Выбор числа и мощностей силовых трансформаторов
Выбор числа силовых трансформаторов устанавливаемых на подстанциях определяется категорийностью потребителей питающейся от них. Выбор числа трансформаторов представлен в таблице 1.35.
Таблица 1.35 – Выбор числа трансформаторов на подстанциях
Количество трансформаторов
Среднеквадратическая мощность Sск* по графику характерных зимних суток определяется по формуле:
k – количество ступеней графика.
Для графика нагрузки рисунок 1.1:
Ориентировочная мощность трансформатора Sop MBA:
где SM – расчетная максимальная нагрузка МВА SM = Sз
n – количество трансформаторов на подстанции.
Для первой подстанции:
Принимаем за номинальную мощность трансформаторов ближайшую большую стандартную для первой подстанции принимаем по таблице 1.27 [2] мощность Sнт = 16 МВА тип трансформатора ТДН-16000150. Расчеты для остальных подстанций приведены в таблице 1.36.
Таблица 1.36 – Выбор мощности трансформаторов 150 кВ
Так как по результатам предварительного расчета прошли сети только с номинальным напряжением 150 кВ то трансформаторы выбираются только для этого напряжения.
8Проверка трансформаторов на перегрузочную способность по ГОСТ 14209-97
Проверка трансформаторов на систематическую перегрузку.
Определяется коэффициент обеспеченности номинальной мощностью Кнт*:
где Sнт – номинальная мощность трансформатора МВА.
Результаты вычислений для других подстанций сведены в таблицу 1.36.
Трансформаторы для которых Кнт*≥1 не испытывают систематических перегрузок. Для остальных трансформаторов на суточный зимний график нагрузки наносится линия параллельная оси абсцисс с ординатой равной Кнт* рисунок 1.12.
По пересечению графика нагрузок и линии Кнт* определяем предварительное время перегрузки t’п (в данном случае одинаковое для всех подстанций):
Определяется коэффициент начальной загрузки К1:
Рисунок 1.12 – Суточный зимний график нагрузок для химической промышленности
Определяется предварительный коэффициент перегрузки по графику К2’:
Для обеих подстанций тогда
По таблицам ГОСТ [3 таблица 1.36] систематических перегрузок в зависимости от К1 и tп эквивалентной температуры охлаждающей среды и системы охлаждения трансформатора находим допустимый коэффициент перегрузки К2доп.
(увеличена на 20°С так как UH = 150 кВ)
пс 3 при охл = 0°С К2доп = 127
при охл = 10°С К2доп = 119
пс 4 при охл = 0°С К2доп = 126
) К2(3) = 1042 К2доп(3) = 124
К2(4) = 1327 > К2доп(4) = 123
Для четвертой подстанции условия не выполняются. Выбираем для пс 4 трансформатор ТРДН-63000150. Повторим расчет для этой подстанции на систематическую перегрузку по формулам (1.46) – (1.48). Расчет выполняется аналогично предыдущему.
) К2(4) = 0674 К2доп(4) = 123
Выбранный трансформатор удовлетворяет условиям проверки.
Проверка трансформаторов на аварийную перегрузку. Выполняется только для двухтрансформаторных подстанций при отключении одного из трансформаторов.
Определяется коэффициент K*нт.ав:
Расчет для остальных подстанций сведен в таблицу 1.36.
По пересечению графика нагрузок и линии К*нт.ав определяем время аварийной перегрузки (в данном случае одинаковое для всех подстанций):
Определяется коэффициент начальной загрузки в аварийном режиме К1ав:
Определяется коэффициент аварийной перегрузки К2ав:
По таблицам ГОСТ [3 таблица 1.36] определяем допустимый коэффициент аварийной перегрузки К2доп.ав в зависимости от К1ав tпав и охл = 57 °С.
Проверку осуществляют по условию:
Условие (1.52) выполняется для первой подстанции следовательно выбранный трансформатор удовлетворяет условию проверки на аварийную перегрузку. Аналогично проверяются трансформаторы других подстанций. Результаты вычислений сведены в таблицу 1.37.
Таблица 1.37 – Проверка трансформаторов на аварийную перегрузку
Условие (1.52) не выполняется для третьей подстанции.
Для этой подстанции определяется допустимая мощность трансформатора в аварийном режиме Sдоп МВА:
Необходимая мощность отключения нагрузки Sоткл МВА:
где SIII% - удельный вес потребителей третьей категории в общей нагрузке подстанции.
Так как условие (1.55) не выполняется то увеличиваем мощность трансформатора: выбираем ТРДН-32000150; и повторяем проверку на аварийную перегрузку. Расчет аналогичен предыдущему и ведется по формулам (1.49) – (1.55).
Условие проверки по мощности:
Выбранные трансформаторы удовлетворяют условиям по аварийной перегрузке.
Таблица 1.38 – Параметры выбранных трансформаторов класса 150 кВ
9Формирование схем электрических соединений вариантов сети
В связи с конструктивными недостатками схем на отделителях и короткозамыкателях и отрицательным воздействием их работы при коротких замыканиях на оборудование и потребителей данные схемы электрических соединений построены с использованием выключателей.
Технико-экономическое сравнение вариантов сетей
1Расчет потерь мощности в элементах сети
Переменные потери мощности в трансформаторах подстанций:
Потери холостого хода:
Расчеты по остальным подстанциям сведены в таблицу 2.1.
Таблица 2.1 – расчет потерь мощности в трансформаторах подстанций
Расчет переменных потерь мощности в ЛЭП:
Для участка 2-3 радиально-магистрального варианта:
Расчеты для остальных участков сведены в таблицы 2.2 – 2.3.
Таблица 2.2 – Расчет потерь в ЛЭП радиально-магистрального варианта
Таблица 2.3 - Расчет потерь в ЛЭП смешанного варианта
Суммарные потери мощности в режиме максимальных нагрузок составляют:
Для радиально-магистрального варианта сети:
Для смешанного варианта сети:
2Расчет потерь электроэнергии
Время максимальных потерь:
Суммарные переменные и условно-постоянные потери электроэнергии:
Суммарные потери электроэнергии
3Расчет капитальных затрат
Расчет радиально-магистрального варианта.
Суммарные капиталовложения на сооружение ЛЭП Кл тыс.р определяются по формуле:
р – количество участков сети.
Суммарные капиталовложения на сооружение подстанций Кпс тыс.р.:
КВ – суммарная стоимость ячеек выключателей устанавливаемых на стороне ВН подстанций принимается по таблице 2.5 [2];
Кпостi – постоянная часть затрат i-ой подстанции определяется по таблице 2.7 [2].
Величина Кдоп тыс.р. определяется по формуле:
где γ – коэффициент учитывающий удаленность потребителя электроэнергии от источника питания γ = 1.1;
Крм – коэффициент учитывающий несовпадение максимумов нагрузок потребителей сети во времени Kpм = 1;
Кр - коэффициент учитывающий необходимость резерва мощности на электростанции Кр = 1.1;
Ксн - коэффициент учитывающий расходы мощности на собственные нужды станции Ксн = 104;
Кст – расчетная стоимость 1 кВт мощности Кст = 75 рубкВт;
Ктт – удельные капиталовложения в топливную базу Ктт = 28 рубт.у.т;
bт – расход условного топлива на выработку 1 кВт·ч электроэнергии bт = 300·10-6 т.у.т.кВт·ч.
Общие капитальные вложения К тыс.р.:
Коэффициент удорожания тарифа:
где a0 и b0 – соответственно основная и дополнительная ставки двухставочного тарифа на 1990 г a0 = 60 рубкВт b0 = 1.5 копкВт·ч;
а и b – ставки двухставочного тарифа на 2010 г.
Капитальные вложения в ценах на 2010 г:
Расчет смешанного варианта сети. Выполняется аналогично предыдущему.
4Расчет эксплуатационных издержек
Эксплуатационные издержки определяются по формуле:
где αΣл – ежегодные отчисления на амортизацию текущий ремонт и обслуживание ЛЭП % определяется по таблице 2.8 [2];
αΣпс – ежегодные отчисления на амортизацию текущий ремонт и обслуживание оборудования подстанций % определяется по таблице 2.8 [2];
– стоимость 1 кВт·ч потерь электроэнергии рубкВт·ч.
Для радиально-магистрального варианта:
Для смешанного варианта:
5Расчет приведенных затрат
Приведенные затраты Зi тыс.р. определяются по формуле:
где рН – нормативный коэффициент экономической эффективности капитальных вложений 1год рН = 012.
Радиально-магистральный вариант:
Выбор рационального варианта:
По критерию минимума приведенных затрат для дальнейшего проектирования принимаем радиально-магистральный вариант сети.
Электрический расчет выбранного варианта сети
1Формирование схемы замещения сети
Рисунок 3.1 – Схема замещения радиально-магистрального варианта сети
2Расчет зарядных мощностей
Зарядные мощности линий Qcij Мвар в нормальном режиме:
где bij – емкостная проводимость участка сети мкСм.
Расчет для остальных участков аналогичен. Зарядные мощности ЛЭП в послеаварийном режиме уменьшаются вдвое для двухцепных линий. Результаты вычислений сведены в таблицу 3.1.
Таблица 3.1 – Расчет зарядных мощностей линии
3Выбор режима нейтрали
Вид заземления нейтрали: эффективно-заземленная нейтраль когда в электрически связанной сети часть нейтралей обмоток силовых трансформаторов подключенных к этой сети разземляется по условию снижения токов однофазного замыкания на землю.
4Определение расчетных нагрузок
Расчетные нагрузки определяются для трех режимов: максимальных минимальных нагрузок и в послеаварийном режиме.
Расчетная нагрузка i-ой подстанции Spi MBA будет определяться следующим образом:
где – активная нагрузка - ой подстанции;
активные потери в меди и стали трансформаторов
потери реактивной мощности в меди трансформаторов - ой подстанции;
потери реактивной мощности в стали (холостого хода) трансформаторов - ой подстанции;
половина суммы зарядных мощностей линий соединенных с данной подстанцией.
где напряжение короткого замыкания трансформатора;
– количество трансформаторов установленных на подстанции.
где ток холостого хода трансформатора в процентах от номинального тока i-той подстанции.
где зарядные мощности линий примыкающие к рассматриваемой подстанции.
Расчет для первой подстанции по формулам (3.2) – (3.6) максимальный режим:
Расчет для остальных подстанций аналогичен. Результаты вычислений сведены в таблицу 3.2.
Таблица 3.2 – Расчетные нагрузки (максимальный режим)
Определение расчетных нагрузок для минимального режима аналогично как и для максимального режима. По графику суточных нагрузок (рисунок 1.1) определяется значение минимальной ступени в относительных единицах: 01. Расчетные нагрузки в послеаварийном режиме определяются для нагрузок максимального режима. Результаты вычислений для нормального режима минимальных нагрузок и послеаварийного режима сведены в таблицы 3.3 и 3.4.
Таблица 3.3 – Расчетные нагрузки (минимальный режим)
Таблица 3.4 – Расчетные нагрузки (послеаварийный режим)
Расчетная схема сети приведена на рисунке 3.2.
Рисунок 3.2 – Расчетная схема
5Расчет режимов сети
Напряжение на шинах РЭС при наибольших нагрузках и в послеаварийном режимах принимается – а в режиме минимальных нагрузок .
5.1 Расчет для нормального режима максимальных нагрузок
Принимаем U1 = U5 = U4 = UH = 150 кВ.
Мощность в конце участка 4-5:
Потери мощности на участке определяются по формуле:
Потери мощности на участке 4-5:
Мощность в начале участка:
Мощность в начале участка 4-5:
Мощность в конце участка определяется по формуле:
Мощность в конце участка 1-5:
Потери мощности на участке 1-5 по формуле (3.8):
Мощность в начале участка 1-5 по формуле (3.9):
Мощность в конце участка 0-1 по формуле (3.10):
Потери мощности на участке 0-1 по формуле (3.8):
Мощность в начале участка 0-1 по формуле (3.9):
Напряжение в узле определяется по формуле:
Уточняем потери мощности:
Потери мощности на участке 4-5 по формуле (3.8):
Мощность в начале участка 4-5 по формуле (3.9):
Мощность в конце участка 1-5 по формуле (3.10):
Принимаем U2= U3 = UH = 150 кВ.
Мощность в конце участка 2-3:
Потери мощности на участке 2-3 по формуле (3.8):
Мощность в начале участка 2-3 по формуле (3.9):
Мощность в конце участка 0-2 по формуле (3.10):
Потери мощности на участке 0-2 по формуле (3.8):
Мощность в начале участка 0-2 по формуле (3.9):
5.2 Расчет для нормального режима минимальных нагрузок
5.3 Расчет для послеаварийного режима
Таблица 3.5 – Расчетные величины напряжений на стороне ВН подстанций
Таблица 3.6 – Расчетные потери мощности в ЛЭП
6Определение напряжения на стороне низшего напряжения подстанций
Активное и индуктивное сопротивления продольной ветви схемы замещения i-ой подстанции:
где Uнт – номинальное напряжение трансформатора на стороне ВН кВ.
Мощность в начале продольной ветви схемы замещения трансформатора:
Для первой подстанции максимальный режим:
Напряжение на шинах низшего напряжения подстанции приведенное к стороне ВН:
Расчет для остальных подстанций а также для режима минимальных нагрузок и послеаварийного режима аналогичен результаты вычислений сведены в таблицы 3.7 – 3.9.
7Выбор регулировочных ответвлений трансформаторов
В качестве желаемых напряжений на стороне НН подстанций принимаются:
Желаемое регулировочное ответвление подстанции в режиме максимальных нагрузок:
Uстi% - величина ступени регулирования трансформатора в процентах от номинального напряжения.
Для трансформаторов класса 150 кВ значение действительного ответвления должно лежать в диапазоне:
Принимается ближайшее меньшее значение md1 = 0.
Действительное напряжение на стороне НН i-ой подстанции:
Аналогично выполняется расчет для всех подстанций в режиме максимальных минимальных нагрузок и в послеаварийном режиме. Результаты расчетов сведены в таблицы 3.7 – 3.9.
Таблица 3.7 – выбор регулировочных ответвлений для режима максимальных нагрузок
Таблица 3.8 – выбор регулировочных ответвлений для режима минимальных нагрузок
Таблица 3.9 – выбор регулировочных ответвлений для послеаварийного режима
В послеаварийном режиме учитывалось отключение одного из двух трансформаторов на двух трансформаторных подстанциях – 123 и 5 что приводит к увеличению сопротивлений в схемах замещения подстанций.
Проверочный расчет баланса активной и реактивной мощности в сети
Баланс активной мощности. Составляется для максимальных нагрузок.
где суммарные потери в линиях;
суммарные потери в трансформаторах.
Баланс реактивной мощности.
где QΣл = 10397 Мвар – суммарные потери в линиях;
QΣT = 7961 Мвар – суммарные потери в трансформаторах;
QC = 53127 Мвар – суммарная зарядная мощность ЛЭП.
Располагаемая реактивная мощность генераторов энергосистемы:
Реактивная мощность небаланса:
Предварительно выбранное значение суммарной реактивной мощности компенсирующих устройств оказалось больше чем требуется на величину 5498Мвар. Можно уменьшить мощность компенсирующих устройств или повысить косинус энергосистемы до величины:
При выполнении курсового проекта не был произведен расчет радиально-магистрального варианта на напряжение 110 кВ так как при данном номинальном напряжении сети не представляется возможным обеспечить необходимое качество напряжения с минимальными затратами.
Выбранный для проектирования радиально-магистральный вариант сети удовлетворяет требованиям надежности потребителей и минимальности затрат на распределение электроэнергии.
В проекте был учтен запрет на использование в схемах первичных соединений подстанций отделителей и короткозамыкателей вместо которых были использованы выключатели.
Список использованных источников
Правила устройства электроустановок. 7-е изд. Новосибирск: Сиб. унив. изд-во 2005.-512 с.
В.М. Нелюбов. Учебное пособие к курсовому проектированию. «Электрические сети системы». Оренбург: ИПК ГОУ ОГУ 2006.-140 с.
Неклепаев Б.Н. Крючков И.П. Электрическая часть станций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. – 4-е изд. перераб. и доп. – Энергоатомиздат 1989. – 608 с.: ил.
Идельчик В.И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов. – М.: Энергоатомиздат 1989.-522с.

A1.dwg

ГОУ ОГУ 140211.4010.ХХ
Проектирование электрической сети
предприятий химической промышленности

Рамка Аннотация.dwg