Разработка электрической сети 35-220 (кВ) для электроснабжения района от подстанции. DOC, CDW

Принципиальная схема.cdw

ВВУ-СЭЩ-ПЗ-10-201000
Силовые трансформаторы
Трансформаторы напряжения
Разъединители заземляющие
Ограничители перенапряжения типа

2.cdw

Электромонтажный чертеж
Блок приема ВЛ 110 кВ
Опорный изолятор ОТПК4-110-1-УХЛ1
Трансформатор тока ТВ-110--2005
Выключатель ВЭБ-110--402000У1
Разъединитель РГН-110-1000УХЛ1
Трансформатор напряжения НКФ-110-83У1
Блок разрядников 110 кВ
Ошиновка ОРУ 110 кВ АС-12019
Трансформатор силовой ТМН-6300110
Ошиновка трансформатора Т2 со стороны 10 кВ
Общеподстанционный пункт управления ОПУ
Комплектное распределительное устройство КРУН-10 кВ

Литература.doc

Правила устройства электроустановок Минэнерго СССР. - 6-е изд. перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат 1985. - 640 с.
Липкин Б. Ю. Электроснабжение промышленных предприятий и установок: Учебник для учащихся электротехнических специальностей средних специальных учебных заведений 4-е изд. перераб. и доп. – М.: Высш. шк. 1990-366с. ил.
Инструктивные и информационные материалы по проектированию электроустановок № 7-8 РТМ 36.18.32.4.-92 Москва ВНИПИ Тяжпромэлектропроект.
Электрические комплектные устройства. Католог 1999 издательства – Мн.: НВФ Иносат.
Кудрин Б. И. Прокопчик В. В. Электроснабжение промышленных предприятий: Учеб. пособие для вузов. – Мн.: Высш. шк. 1988. – 357 с.: ил.
Федоров А. А. Каменева В. В. Основы электроснабжения промышленных предприятий. – М. Энергоатомиздат 1984. – 472 с.
Справочник по проектированию электроснабжения Под ред. Ю. Г. Барыбина и др. – М.: Энергоатомиздат 1990. – 576 с.
Федоров А. А. Старкова Л. Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий: Учеб. пособие для вузов. – М.: Энергоатомиздат 1987. – 386 с.: ил.
Неклепаев Б. Н. Крючков И. П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. - 4-е изд. перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат 1989. - 608 с.: ил.

Содержание.docx

Характеристика электрифицируемого района и потребителей электроэнергии
Выбор номинального напряжения и сечений проводов
Технико-экономическое сравнение вариантов
Расчет основных режимов электрической сети
Выбор средств регулирования напряжения

Курсовой1.docx

Электрическая сеть является сложным и дорогим устройством существенно влияющим на технико-экономические показатели систем электроснабжения потребителей и энергосистем в целом. Поэтому каждому инженеру независимо от конкретной области его деятельности приходится учитывать характеристики электрических цепей при решении различных вопросов.
Курсовой проект является основой для приобретения навыков по расчету и проектированию электрических сетей.
Главная задача курсового проекта состоит в разработке технически и экономически целесообразного варианта электрической сети 35-220 (кВ) для электроснабжения района от подстанции энергосистемы выбор конструктивного исполнения ВЛ определение поправочных коэффициентов к стоимости элементов сети и расчет величин общих для проекта в целом.
Необходимо определить капиталовложения на сооружение линий подстанций. Расчет выполняется на основе укрупнённых показателей стоимости (УПС).
Характеристика электрифицируемого района о потребителей электроэнергии
Задачами раздела является выбор конструктивного исполнения ВЛ определения поправочных коэффициентов к стоимости элементов сети и расчет величин общих для проекта в целом. Необходимо определить капитальные вложения на сооружение линии подстанций. Расчет выполняется на основе укрупненных показателей стоимости(УПС). С учетом климатических условий данного района целесообразно применять железобетонные опоры.
Определим время максимальных потерь. Это время вычисляется по формуле ([1] 2.2):
Составление и обоснование вариантов схемы электрической сети
Основными задачами раздела являются разработка нескольких схем сети и выбор из их числа двух наиболее предпочтительных. Также следует предварительно оценить возможность ИП обеспечить потребность электрической сети в реактивной мощности. Для этого возможна установка на подстанциях дополнительных КУ – батарей статических конденсаторов синхронных компенсаторов и т.п. мощность которых определяется из баланса реактивной мощности для режима максимальных нагрузок.
Баланс реактивной мощности и выбор компенсирующих устройств.Уравнение баланса реактивной мощности имеет вид:
Qип+Qку+Qc У = QУ+Qл У +У QTj ([1] 31)
Qип – реактивная мощность ИП;
Qку – суммарная мощность дополнительно устанавливаемых КУ (которую находят из условий баланса);
Qc У – зарядная мощность всех линий проектируемой сети
Qл У – потери реактивной мощности в линии
У QTj – потери реактивной мощности в трансформаторах j-й подстанции. Определим суммарное потребление активной и реактивной мощности.
Для определения реактивной составляющей полной мощности воспользуемся формулой:
Суммарное потребление мощности:
Величина располагаемой реактивной мощности ИП определяется по формуле:
Qип= Рипtgфип = (РУ + РУ) tgфип ([1] 32) где
Рип - активная мощность ИП
РУ – суммарные потери активной мощности
где принято что равно РУ 4% от РУ
tgфип = 0426 (сosфип = 092)
Qип = 104*65*0426 = 2879 Мвар
Потери в трансформаторах составляют основную часть потерь реактивной мощности электрической сети. QT лежат в пределах 6-10% от Smax таким образом:
УQTj = (006-008) = 592 Мвар. ([1] 3.3)
Для ВЛ 35-220 кВ принимаются Qc и Qл равными при ориентировочных расчетах поэтому эти величины можно исключить из баланса мощности:
Qку = QУ + У QTj – Qип
Qку =3545+592 – 2879 = 1258 Мвар
Определим мощности Ку на каждой подстанции:
Qку = Q’max – Pmaxitgфс ([1] 3.5)
Qкуj=Рmaxj(tgфj- tgфс) где
tgфс – средний коэффициент мощности для сети определяемый по формуле:
tgфс = (QУ – Qку) РУ = (3545 – 1258 ) 65 = 0351 ([1] 3.4)
для каждой подстанции:
QКУ1 = 100(0646-0351) = 295 Мвар
QКУ2 =50(0593-0351) = 363 Мвар
QКУ3 = 35(0426-0351) = 150 Мвар
QКУ4 = 66(0534-0351) = 2745 Мвар
QКУ5 = 42(0698-0351) = 1735 Мвар
QКУ6 = 42(0698-0351) = 1735 Мвар
На основании потребной мощности компенсирующих устройств для каждой из подстанций производится выбор числа и мощности серийно выпускаемых промышленностью комплектных конденсаторных установок Qку* (ККУ) или синхронных компенсаторов (СК) возьмем единичные номинальные мощности ККУ 400 кВар.
После выбора для каждого пункта потребления номинальных мощностей КУ (Qку*) определяем максимальные реактивные (Qmax) и полные (Smax) мощности нагрузок подстанций
Qmaxj = Q’maxj - Qку*j
Qmax 1= 6.46-3.2 = 3.26 Qmax2 = 8.895-3.2 = 5.695
Qmax3 = 8.52-1.6 = 6.92 Qmax4 = 8.085-3.2 = 4.885
Qmax5 = 3.49-1.6 = 1.89
Smax = ([1] 36) Smax1= = 10518 Smax2= = 16045 Smax3= = 21163 Smax4= = 15773
Разработка вариантов схемы районной сети.
Исходными данными этой задачи являются величины максимальных (расчетных) нагрузок потребителей по категориям надежности электроснабжения а также взаимное расположение понижающих пст и источника питания.
Разработку отдельного варианта схемы сети выполняем по следующему плану:
Намечаем конфигурацию сети;
Определяем приближенное потокораспределение в сети для максимального режима ;
Для каждой ветви схемы намечаем одно-два номинальных напряжения;
Для всех участков сети выбираем сечение проводов;
Производим выбор трансформаторов и схем соединения пстанций;
Используя УПС определяем сумму расчетных стоимостей ЛЭП трансформаторов РУ 35-220 кВ.
Выбор конфигурации сети.
Конфигурация схемы сети является не только условием надежности электроснабжения но и взаимным расположением понижающих пст. между собой и источником питания а также соотношением нагрузок узлов потребления.
С учетом всех факторов для дальнейшего сравнения выбираем три варианта схемы: 1 2 и среди 3 4 5 выберем схему с наименьшей длинной линий.
L = L05+2 L03+2 L34+2 L02+2 L12
L=21+2*36+2*23+2*38+2*19=253 км
L = L05+2 L23+2 L34+2 L02+2 L01
L=21+2*38+2*18+2*23+2*24=227 км
L = L05+2 L04+2 L03+2 L32+2 L21
L=21+2*26+2*36+2*18+2*19=219 км
Выбираем схему № 5 в дальнейшем схема №3
Определим распределение мощностей для этих вариантов схемы.
SA1 = 35489 + j 12222 (МВ А);
SA5 = 29511 + j 10027 (МВ А);
S34 = 9511 + j 3652 (МВ А)
S23 = 10489 + j 3267 (МВ А)
S12 = 25489 + j 8962 (МВ А).
S54 = 24511 +j 8137 (МВ А)
SА3=S1+S2+S3=45+j15875
S23=SA2-S2=7.619+j2.279
S34=SA4-S4=12.381+j4.641
Выбор номинального напряжения и сечений проводов
Наивыгоднейшее напряжение может быть предварительно определено по формуле Илларионова:
где L – длина линии км Р – передаваемая мощность МВт
Участок А-1: Uэк = 104.67 кВ
Участок А-5: Uэк = 95.99 кВ
Участок 1-2: Uэк = 89.66 кВ
Участок 2-3: Uэк = 61.30 кВ
Участок 3-4: Uэк = 89.90 кВ
Участок 4-5: Uэк = 89.74 кВ
По графику ([1] 3.1) значения напряжений лежат между 35-110 кВ т.к. на кольцевой схеме на всех участках должно быть одинаковое напряжение поэтому на всех остальных участках принимаем также напряжение 110 кВ.
При проектировании ВЛ 35-220 кВ выбор сечений проводов производится по нормируемым показателям в качестве которых используется нормированное значение экономической плотности тока Jэк или токовых интервалов.
Кроме того сечения выбранные из экономических соображений и округленные до стандартного значения должны быть проверены по длительно допустимому току нагрева условием коронирования и механической прочности проводов.
Проверка по допустимому нагреву:
Iав ≤ Iдоп ([1] 3.8) где
Iдоп – величина длительно допустимого тока
Iав – наибольший ток линии для послеаварийного состояния.
Длительно допустимые токи проводов АС определяются по справочным данным в зависимости от сечения (при t = 20 0С).
Аварийный ток определяется по формуле:
Экономическая плотность тока для всех участков данной сети равна:
Тогда для участка А1:
Fэк = ImaxJ = 1969811 = 17907 мм 2.
Iав = 687(√3*110) = 36058 А.
Условие Iав ≤ Iдоп соблюдается поэтому окончательно принимаем провод АС-18529
Все дальнейшие расчеты для всех схем и участков сети одинаковы и сведены в таблицы.
K0 – стоимость воздушных линий 110 кВ ([8] П.24 )
Выбор трансформаторов и схем электрических соединений понижающих подстанций.
С цель обеспечения встречного регулирования напряжения на всех подстанциях устанавливаются трансформаторы с РПН. Учитывая категорийность потребителей целесообразно устанавливать по 2 трансформатора на каждой подстанции. В этом случае их мощность должна быть :
Sном (0.65 – 0.7) Sном ([1] 3.10)
При этом необходимо чтобы:
Sном≥SmaxK12Kав ([1] 3.11) где
К12 – удельный вес потребителей 1 и 2 категории %
Кав – коэффициент допустимой перегрузки трансформаторов. Кав = 14.
Для примера рассчитаем трансформаторы на пст 1.:
Smax = 1052 МВ А K12 = 40%100% = 0.4 Uном – 11010 кВ
Sном≥ (1052*04) 14 = 3006 (МВ А)
Sном = 07Smax = 7364 (МВ А)(каждого трансформатора).
Принимаем два трансформатора ТДН 10 000110.
Дальнейшие расчеты аналогичны для всех вариантов и результаты приведены в таблицах:
Для вариантов с кольцевыми элементами применяем схему: мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов. Схема применяется на напряжение 35-220 кВ. Для 2-ой схемы применяем схему: два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линии и одна секционированная система шин с обходной с отделителями в цепях трансформаторов и совмещенным секционным и обходным выключателем. Для 3-ей схемы два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линии и мостик с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов. Схемы применяется на напряжения 35-220 кВ.
Технико-экономическое сравнение вариантов
Задачей расчета является предварительное сопоставление трех схем электрической сети разной конфигурации.
Наивыгоднейшая схема выбирается путем расчета сравнительной экономической эффективности капитальных вложений.
Капиталовложения в электрическую сеть К состоят из вложений на содержание воздушных линий (Кл) и подстанций (Кп):
К = К’зК’л + K’’з К’’л = Кл + Кп ([2] 4.1)где
К’з K’’з – укрупненные зональные коэффициенты.
Для начала определим капиталовложения на содержание ВЛ.
Линии – одноцепные на железобетонных опорах.
Все линии на напряжение 110 кВ на участках провода марки АС-18529 АС-12019 АС-15024.
С учетом зонального коэффициента имеем:
Кл = Кj * К’з = 1597.8 * 11 = 1757.58 тыс. руб.
Капиталовложения в подстанции состоят из ряда составляющих:
Кпi = Кпостi + Ктi + Кору ([2] 4.3)
где Кпост – постоянная часть затрат на подстанции принимаемая в зависимости от напряжения и схемы электрических соединений на стороне ВН.
Для каждой подстанции:
Кпост1 = 210тыс.руб.
Кпост2 = 210тыс.руб.
Кпост3 = 210тыс.руб.
Кпост4 = 210тыс.руб.
Кпост5 = 210тыс.руб.
Кпост= 1050 тыс. руб
Кт – сумма расчетных стоимостей трансформаторов на данной подстанции:
Кт1 = 2 * 48 = 96тыс.руб.
Кт2 = 2 * 40 = 80 тыс.руб.
Кт3 = 2 * 40 = 80тыс.руб.
Кт4 = 2 * 40 = 80тыс.руб.
Кт5 =2 * 36 = 72тыс.руб.
Кору – стоимость распределительного устройства на стороне ВН на i-й подстанции:
Кору1 = 75 тыс.руб.
Кору2 = 75 тыс.руб.
Кору3 = 75 тыс.руб.
Кору4 = 75 тыс.руб.
Кору берется в зависимости от схемы присоединения количества выключателей.
Кп = 11(1050+375+408) = 377388 тыс.руб.
Ежегодные издержки на эксплуатацию сети:
U = U’л + U’п + Зпот = (Qл100)*Кл + (Qп100)Кп + Зпот
UлUп – ежегодные сумму отчислений на амортизацию и затрат на обслуживание.
Зпот – затраты на возмещение потерь мощности и электроэнергии сети.
Зпот = A’ З’э + A’’ З’’э
З’э З’’э – стоимость 1 кВт ч и потерь энергии
A’ – потери электроэнергии зависящие от нагрузки они складываются из потерь в линиях и потерь КЗ в трансформаторах.
где U = 110 кВ S – максимальная мощность потребляемая на подстанции
rУД – удельное сопротивление линии
n – количество цепей (n = 2).(см.табл.)
A” – потери электроэнергии не зависящие от нагрузки – потери холостого хода в трансформаторах.
Р = 2 *(28+38+38+38+23) = 330 кВт;
Коэффициенты З’э и З’’э принимаем по графику:
З’э = 28 копкВт ч; З’’э = 18 копкВт ч;
Зпот = 5203+7156=12359 тыс.руб.
Суммарные нормы затрат на обслуживание и отчисления на амортизацию для линий (Qл) и подстанций (Qп):
Qл = 28 %; Qп = 94 % - справочные величины.
U = (Qл100)*Кл + (Qп100)Кп + Зпот = (28100)*175758 + (94100) * 20163 + 12359 = 49505 тыс.руб.
Приведенные затраты:
З = Ен*К + U где Ен = 012 рубгод
норматив сравнительной эффективности капиталовложений:
З = 012*377388+49505 = 94791 тыс.руб.
Для других схем расчёты аналогичны и приведены в виде таблиц:
электроэнергия схема сеть напряжение
После сравнение вариантов схем можно сделать вывод что строительство сети по схеме 1 выгоднее т.к.затраты на её строительство и обслуживание меньше чем для схемы 2 и 3.
Расчет основных режимов электрической сети
К основным режимам работы электрической сети относят режимы максимальных и минимальных нагрузок а также один из наиболее тяжелых послеаварийных режимов.
Задача расчета режима максимальных нагрузок состоит в определении узловых напряжений потоков мощности в ветвях схемы суммарных потерь мощности и энергии. Величины потерь мощности и энергии используются для расчета ТЭП сети. Расчет послеаварийного режима и режима минимальных нагрузок сводится к определению узловых напряжений. Исходными данными являются схема замещения сети расчетные нагрузки подстанций и напряжение на шинах ИП. На кольцевой схеме на всех участках должно быть одинаковое напряжение и сечение поэтому принимаем что на всей протяженности линий соединяющих подстанции используется провод марки АС-18529 с параметрами:
Составление схемы замещения сети.
Параметры схемы замещения определяются выражениями:
ro – уд. Активное сопротивление
Х = xo*l n - индуктивное сопротивление линии
хо – погонное индуктивное сопротивление
Qc = U2p*bo*l*n = qo*n*l - зарядная мощность ЛЭП.
bo – удельная емкостная проводимость
Uр – рабочее напряжение сети.
Данные о параметрах участков сети занесем в таблицу:
R = Rтm X = Xтm Sхх = m (Pxx + jQxx) где ([2] 5.2)
Rт Xт – расчетные сопротивления каждого трансформатора.
m – число трансформаторов (по два на каждой подстанции).
Параметры трансформаторов для всех подстанций сведем в таблице 4.2:
Расчетная нагрузка каждой подстанции определяется выражением:
Sp = Pн + jQн + P + jQ + Рх + j Qх – У jQc2 где ([2] 5.4)
Pн + jQн – нагрузка подстанции
P + jQ – потери мощности в трансформаторах
У jQc2 – суммарная зарядная мощность линии входящая в узел.
S = P + jQ = (SнUном)2(R+jX).
Для примера рассчитаем нагрузку на подстанции 1:
S = P + jQ = (SнUном)2(R+jX)
Sp =10.061+j3187 МВ А
Данные об остальных подстанциях сведем в таблицу 4.3.:
Расчет основных режимов электрической сети.
Значение мощности вычисляется по формуле:
S н = SКн + S = Pн + jQн +P + jQ ([2] 5.5)
Где S н и SК - мощность соответственно в начале и конце участка.
S = (SнUном)2(Rл+jXл) – потери в линии.
Продольную и поперечную составляющую падения напряжения в трансформаторах определим по формулам:
U = (PR + QX) U2 ; дU = (PX – QR) U2 ; ([2] 5.6)
где U2 – напряжение в начале участка
напряжение в конце участка. ([2] 5.7)
Расчет мощностей приведем в таблице 4.4.:
Определим напряжения. Для режима максимальных нагрузок напряжение в начале головных участков ( в узле А) выше на 10% от Uном:
UA = 1.1 * 110 = 121 кВ.
Расчет напряжений в таблице 4.5
Режим наименьших нагрузок.
Для режима наименьших нагрузок перетоки мощности остаются такие же как и в режиме наибольших нагрузок.
Для режима минимальных нагрузок напряжение на шинах ИП на 5% выше
Uном т.е. UA = 1.05 Uн = 1155кВ.
Расчет продольной и поперечной составляющих произведем по формулам 5.6 и 5.7 и представим в таблице IV.8.:
Послеаварийный режим.
Наиболее опасная авария – это обрыв провода на головных участках сети.
a)Обрыв участка А-5:
Расчет потерь мощности :
Для послеаварийного режима напряжение на шинах ИП UA = 121 кВ
При обрыве участка А-5 рассчитаем потери напряжения и сведем в таблицу IV.12.:
Выбор средств регулирования напряжения
Необходимость регулирования напряжения обусловлена существованием целесообразных пределов изменения напряжения в процессе эксплуатации электрической системы при изменении нагрузок системы.
В качестве основных средств регулирования напряжения на понижающих подстанциях применяются трансформаторы с РПН.
По результатам расчета режимов наибольших и наименьших нагрузок известны уровни напряжений на шинах ВН подстанций.
Напряжение на низкой стороне подстанций:
U2Н = U’2Н - Uт ([2] 5.8)
Потери напряжения в трансформаторе:
Uт = (PнRт + QнXт) U’2Н ([2] 5.9)
Режим наибольших нагрузок.
Uт1 =2.312 кВ U2Н = 118688 кВ
Дальнейший расчет представим в виде таблицы V.1.:
Потерю напряжения в режиме min нагрузок можно найти умножив полную потерю напряжения в режиме max нагрузок U на коэффициент min нагрузок 055.
U1Н = U’2 - U1 * 055 = 1132 кВ
Послеаварийный режим. Для подстанции 1:
Uт1 = (65.372*3.888+23.012*9.912 ) 121 = 3.986 кВ
U2Н = U’2 - Uт1 = 117.014 кВ.
Данные об остальных пст. в таблице V.2.:
Номинальное напряжение на шинах НН подстанций Uн.ном. = 10 кВ. С учетом рекомендаций ПУЭ принимаем желаемое напряжение на шинах НН:
Напряжение ответвления:
Up = U2Н (Uн.ном Uжел2н)
тогда номер регулировочного ответвления равен:
Uнт = 115 кВ – номинальное напряжение высокой стороны трансформатора.
Uн.ном = 11 кВ - номинальное напряжение низкой стороны трансформатора.
Ео = 178% - вольтодобавка одного ответвления.
Регулирование ± 9 х 178%
Действительное напряжения на стороне НН:
Режим наибольших нагрузок:
Рассмотрим на примере пст 1:
Uр1= 116.257 (11105) = 121.793 кВ
n = (121.793-115115*1.78) 100 +3
Uотв1 = 115+(3*115*178)100 = 121141 кВ
Uд = 116257*(11121141)=1055
Остальные данные занесем в таблицу V.3.:
Режим наименьших нагрузок. Аналогично.
Результаты расчета в таблице V.4.:
Результаты в таблице V.5.:
Основные технико-экономические показатели К основным технико-экономическим показателям спроектированной электрической сети относятся:
Капитальные вложения К в строительство ВЛ (Квл) и подстанций (Кпст):
Кзру = Кяч*Nяч= 133846*23=307846 тыс.руб.
Nяч = SУ+3*5+Nку+Nрез=68846+15+40+10=133846 тыс.руб. Кяч = 2.3 тыс. руб.
Кку=УQку*Rку=128*10=128 тыс.руб
Rку=7 10 тыс.руб.МВар
К==2495731+175758=4253311 тыс.руб.
Годовые эксплуатационные затраты:
U = (28100)*175758 + (94100) * 2495731 + 12359 = 4074 тыс.руб.
Себестоимость передачи электроэнергии по сети:
Агод – полезнопереданная электроэнергия за год.
Sээ = 4074 208000 = 0.19 (коп.кВт ч)
Суммарные максимальные потери активной мощности сети:
Коэффициент полезного действия по передаче активной мощности:
где Рип = 80 – мощность выработанная источником питания.
Коэффициент полезного действия по передаче электрической энергии:
При расчете курсового проекта произведена разработка технически и экономически целесообразного варианта электрической сети 110 (кВ) для снабжения подстанций энергосистемы. Схема выбранная в результате расчета и технико-экономического сравнения вариантов не требует трехобмоточных трансформаторов так же выбрано напряжение на всех подстанциях энергосистемы 110 (кВ). В курсовом проекте были рассчитаны три основные схемы электроснабжения из которых мы выбираем одну. Главным критерием выбора схемы электроснабжения являются: экономичность и надежность электроснабжения потребителей. В моей схеме применены двухобмоточные трансформаторные подстанции имеющие потребителей первой и второй категории. Себестоимость передачи электрической энергии 019(коп кВтч) КПД по передачи активной мощности 981 % КПД по передачи электроэнергии 992%.