Проектирование электрической сети 110 кВ

8.docx

В данном курсовом проекте рассмотрены вопросы проектирования электрической сети проведены:
разработка вариантов развития сети.
расчет потокораспределения в каждом из выбранных вариантов по длинам и нагрузкам узлов.
выбор номинального напряжения сети.
выбор сечений линий электропередачи на участках сети.
выбор числа и мощности трансформаторов с учетом категорий надежности потребителей данного района.
выбор схем подстанций на высоком и низком напряжениях.
экономическое сопоставление вариантов сети и выбор двух наиболее экономичных принимаемых для дальнейшего рассмотрения.
Задание на курсовой проект2
Разработка схем развития сети6
Расчет потокораспределения в сети10
1. Вариант 1 развития сети10
2. Вариант 2 развития сети11
3. Вариант 3 развития сети12
4. Вариант 4 развития сети14
5. Вариант 5 развития сети14
Выбор номинального напряжения сети15
Выбор сечений линий электропередачи17
1. Расчет токораспределения в сети17
2. Выбор сечений и проверка по допустимому току18
Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях23
Выбор схем подстанций25
Экономическое сопоставление вариантов развития сети31
1. Экономическое сопоставление подвариантов31
2. Экономическое сопоставление вариантов35
Расчет установившихся режимов40
1. Расчет установившегося режима максимальных нагрузок (вариант 1)40
2. Расчет установившегося аварийного режима (вариант 1 отключение линии 1 – 2)49
Список используемой литературы.54
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 надёжного и экономичного функционирования электроэнергетической системы.
Задача проектирования электрической сети относится к классу оптимизационных задач однако не может быть строго решена оптимизационными методами в связи с большой сложностью задачи обусловленной многокритериальностью многопараметричностью и динамическим характером задачи дискретностью и частичной неопределенностью исходных параметров.
В этих условиях проектирование электрической сети сводится к разработке конечного числа рациональных вариантов развития электрической сети обеспечивающих надёжное 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 надёжности электроснабжения. Экологический социальный и другие критерии при проектировании сети учитываются в виде ограничений.
Задание на курсовой проект
Содержанием проекта является выбор наилучшей в технико-экономическом смысле схемы развития районной электрической сети при соблюдении заданных требований к надежности схемы и к качеству электроэнергии отпускаемой потребителям.
Схема района развития сети:
Рис.1 Исходная схема района развития сети
Дополнительные данные:
сosφ = 09 - для всех нагрузок; tgφ = 048; потребители узла 11 и 12 - III категории надежности; состав потребителей по надежности в остальных узлах одинаков (I категории - 30%; II категории - 30 %; III категории - 40 % т.е. в остальных узлах в любом случае будут потребители I категории); Р2 = 30 МВт; Р3 = 15 МВт; Р4 = 20 МВт; Р5 = 20 МВт; Р6 = 25 МВт номинальное напряжение потребителей 10 кВ; ТMAX нагрузок - 4500 ч; район проектирования – Урал II.
Разработка схем развития 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 проектной практике для построения рациональной конфигурации сети принимают повариантный метод. Необходимо руководствоваться следующими положениями при составлении вариантов схемы сети.
Передача электроэнергии от источника к потребителям должна производиться по самому короткому пути.
Разработку вариантов начинать с наиболее простых схем требующих для создания сети наименьшего количества линий и электрооборудования подстанций. К числу таких вариантов относятся схемы линий магистрального и замкнутого типов.
Наряду с наиболее простыми вариантами следует рассмотреть и варианты схем с увеличенными капиталовложениями на сооружение линий и подстанций за счет чего достигается большая эксплуатационная гибкость схемы или повышенная надежность электроснабжения. К числу таких относятся смешанные магистрально-радиальные схемы со сложнозамкнутыми контурами.
К использованию наиболее сложных и дорогих схем сетей следует переходить лишь в тех случаях когда более простые схемы неудовлетворительны по техническим требованиям и критериям (например при завышенных сечениях проводов необходимых по допустимому нагреву; при неприемлемых потерях напряжения и т.п.).
В итоге из всех вариантов целесообразно выбрать схемы сети построенные по двум различным принципам:
а) в виде схемы с односторонним питанием;
б) в виде схемы замкнутого (кольцевого) типа.
В соответствии с ПУЭ нагрузки I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания (допускается от двух секций шин районных подстанций).
На основании приведенных выше соображений в проекте решается вопрос о необходимом количестве ЛЭП для каждого потребителя. При этом замкнутая схема приравнивается по надежности к системе электроснабжения по двум одноцепным линиям. Количество присоединяемых к ЛЭП потребителей не ограничивается.
При составлении схемы подстанций руководствуются следующими соображениями. Для каждого потребителя I и II категорий на его подстанции устанавливаются по два понижающих трансформатора с распределительным устройством на высокой стороне.
Рисунок2.1 – 1 вариант развития сети
Рисунок 2.2 – 2 вариант развития сети
Рисунок 2.3 – 3 вариант развития сети
Рисунок 2.4 – 4 вариант развития сети
Рисунок 2.5 – 5 вариант развития сети
Расчет потокораспределения в сети
1. Вариант 1 развития сети
Рисунок 3.1 - Потокораспределение преобразованной схемы варианта 1
Для нахождения потоков мощности в кольце представим его в виде сети с двухсторонним питанием. Необходимо учитывать что на участках 1 – 2 1 –13 две параллельные линии которые нужно привести к одной эквивалентной путем деления длины участка на количество линий.
Далее необходимо определить потоки мощности выходящие из источника 1:
Далее необходимо определить потоки мощности выходящие из источника 2:
На основании расчетов можно сделать вывод что узел 6– точка потокораздела.
Р1-2+Р1-4=Р2 +Р3+ Р4 +Р5 +Р6
29+6171=30+15+20+20+25
Баланс мощностей выполняется.
2. Вариант 2 развития сети
Рисунок 3.2 - Потокораспределение преобразованной схемы варианта 2
Рассчитывается аналогично 1 варианту.
На основании расчетов можно сделать вывод что узел 3– точка потокораздела.
Р1-2+Р1-4=Р2 +Р3+ Р4
3. Вариант 3 развития сети
Рисунок 3.3 - Потокораспределение преобразованной схемы варианта 3
Определяются потоки мощности выходящие из источника 1:
Определяются потоки мощности выходящие из источника 2:
На основании расчетов можно сделать вывод что узел 2– точка потокораздела.
Р1-2+Р1-4=Р2 +Р11+ Р12 +Р15
4. Вариант 4 развития сети
Рисунок 3.4 - Потокораспределение преобразованной схемы варианта 4
5. Вариант 5 развития сети
Рисунок 3.5 - Потокораспределение преобразованной схемы варианта 5
Выбор номинального напряжения сети
Для выбора рационального напряжения используется формула Илларионова:
где - длина линии на рассматриваемом участке; - переток мощности на рассматриваемом участке.
Вариант 1 развития сети.
Для всех рассматриваемых участков UНОМ = 110 кВ.
Аналогично для остальных вариантов:
Выбор сечений линий электропередачи
1. Расчет токораспределения в сети
Токи нагрузок узлов:
Расчет токов на участках для других вариантов аналогичен.
Результаты расчета сведены в таблицу:
Таблица 5.1 – Токораспределение в сети в нормальном режиме
2. Выбор сечений и проверка по допустимому току
Выбор сечений производится по экономическим интервалам.
Экономические интервалы для различных стандартных сечений определенного класса напряжения получены при построении зависимости приведенных затрат на сооружение 1 км линии от тока. Вид зависимостей показан на рис. 5.1. Imax – ток максимального нормального режима.
Распределение токов по ветвям в аварийном режиме для 1-3 варианта показаны на рис.5.2-5.7. Для 4-го и 5-го вариантов аварийные токи принимаются при отключении одной цепи.
Рисунок 5.2 Токи по ветвям для 1 варианта при откл 1-2
Рисунок 5.3 Токи по ветвям для 1 варианта при откл 1-4
Рисунок 5.4 Токи по ветвям для 2 варианта при откл 1-2
Рисунок 5.5 Токи по ветвям для 2 варианта при откл 1-4
Рисунок 5.6 Токи по ветвям для 3 варианта при откл 1-2
Рисунок 5.7 Токи по ветвям для 3 варианта при откл 1-4
Выбор сечений по экономическим интервалам и проверка по допустимому току рассмотрены на примере варианта 1.
Линия существующая провод 2хАС-240. При отключении 1 цепи по другой цепи будет протекать ток 32114 А который меньше допустимого тока 605 А для провода АС-240.
Ток участка 14889 А. Линия одноцепная. По экономическим интервалам целесообразно выбрать провод АС-120. При отключении участка 1-4 будет протекать ток 46712 А который больще допустимого тока 390 А для провода АС-120 поэтому выбираем АС-240.
Ток участка 3211 А. Линия одноцепная. По экономическим интервалам целесообразно выбрать провод АС-70. При отключении участка 1-4 будет протекать ток 35034 А который больше допустимого тока 265А для провода АС-70 поэтому выбираем АС-120.
Ток участка 11386 А. Линия одноцепная. По экономическим интервалам целесообразно выбрать провод АС-120. При отключении участка 1-2 будет протекать ток 43792 А который больше допустимого тока 265 А для провода АС-70 поэтому выбираем провод сечением АС-240.
Ток участка 20144 А. Линия одноцепная. По экономическим интервалам целесообразно выбрать провод АС-240 При отключении участка 1-2 будет протекать ток 5255 А который меньше допустимого тока 610 А для провода АС-240.
Ток участка 31821 А. Линия двухцепная в каждой цепи течет ток 15911 А. По экономическим интервалам целесообразно выбрать провод АС-120. При отключении 1-2 по цепи будет протекать ток 31214 А который меньше допустимого тока 390 А для провода АС-120.
Выбор и проверка сечений для остальных вариантов аналогичны. Результаты сведены в таблицы.
Таблица 5.2 – Сечения проводов ЛЭП в первом варианте
Таблица 5.3 – Сечения проводов ЛЭП во втором варианте
Таблица 5.4 – Сечения проводов ЛЭП в третьем варианте
Таблица 5.5 – Сечения проводов ЛЭП в четвертом варианте
Таблица 5.6 – Сечения проводов ЛЭП в пятом варианте
Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях
В практике проектирования на подстанциях всех категорий предусматривается как правило установка двух трансформаторов (автотрансформаторов). Установка одного трансформатора рекомендуется только в случае питания потребителей III категории при наличии в сетевом районе передвижной резервной подстанции обеспечивающей замену трансформатора в течение суток.
Мощность трансформатора в нормальных условиях должна обеспечить питание электрической энергией всех потребителей подключенных к данной подстанции. Кроме того нужно учитывать необходимость обеспечение энергией потребителей I и II категорий в случае аварии с одним из трансформаторов и его отключения. Поэтому если подстанция питает потребителей таких категорий на ней должны быть установлены трансформаторы такой мощности при которой обеспечивалось бы питание одним трансформатором потребителей I и II 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 III категории. По указанному режиму работы трансформаторов его мощность может быть определена ориентировочно по выражению
где - наибольшая нагрузка подстанции - коэффициент допустимой перегрузки п - число трансформаторов на подстанции.
Типы мощности и число понижающих трансформаторов на подстанциях во всех вариантах одинаковы так как не зависят от схемы сети 110 кВ. Выбор трансформаторов показан в таблице 6.1.
Таблица 6.1 – Выбор трансформаторов
Тип и число трансформаторов
Выбор схем подстанций
Выбор схем электрических соединений распределительных устройств подстанций выполняется на стороне высшего напряжения и на стороне низшего напряжения подстанций но схемы на стороне низшего напряжения подстанций не зависят от варианта развития электрической сети.
Наиболее дорогостоящим оборудованием распределительных устройств являются высоковольтные выключатели и поэтому выбор схем распределительных устройств выполняется только с целью определения числа их ячеек.
Таблица 7.1. – Типовые схемы и области их применения
Условное изображение схемы
перемычкой со стороны линий
двухтрансформаторные
ПС питаемые по 2-м ВЛ.
выключателями в цепях
ремонтной перемычкой со
стороны трансформаторов
Проходные двух-трансф.
ПС с двусторонним питанием при
Необходимости сохранения транзита при к.з. (повреждении) в
трансформаторе при необходимости отключения одного из трансформаторов в течение суток (неравномерный график нагрузок).
Проходные или ответвительные
однотрансформаторные ПС с двусторонним питанием начальный этап более сложной схемы.
однотрансформаторных ПС. Данная схема является альтернативой схеме 6 (заход-выход). Для РУ 330-750 кВ
используется как начальный этап более сложных схем.
Для двух-трансформаторных
ПС питаемых по 2-м ВЛ при необходимости секционирования транзитной ВЛ. Может применяться в качестве начального этапа схемы «трансформаторы-шины».Схема является альтернативой схемам «мостиков» и по многим
показателям является предпочтительной.
обходная системы шин
присоединениями не допускающими даже кратковременную потерю напряжения на присоединении при плановом выводе
выключателей из работы. В РУ с устройствами для плавки гололеда. При наличии других обоснований. Может использоваться два секционных выключателя для повышения надежности.
При 5 и более присоединениях
при наличии присоединений не
допускающих даже кратковременную потерю напряжения при плановом выводе
выключателей из работы при
необходимости деления сети.
В РУ с устройством для плавки
гололеда. При реконструкции
и наличии других обоснований. Может использоваться два секционных выключателя для повышения надежности.
В первом узле схема РУ должна быть на порядок надежнее. Во всех вариантах в первом узле выбрана схема 13Н – «Две рабочие и обходная системы шин». Во всех остальных узлах с числом присоединений более 5 выбрана схема 12 – «Одна рабочая секционированная выключателями и обходная системы шин». В этих схемах число секционных выключателей принято равным двум поскольку при КЗ на секции и несрабатывании секционного выключателя отключаются все присоединения. В узлах в которых необходимо сохранять транзит электроэнергии за исключением девятого принята схема 7 – «Четырехугольник» так как согласно ФСК она является предпочтительной схемам «мостиков». На тупиковых подстанциях с двумя трансформаторами выбрана схема 4Н – «Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий». В подвариантах с одним трансформатором в девятом узле приняты схемы либо 6 – «Заход-выход» либо 6Н – «Треугольник» в зависимости от схемы сети.
Выбор схем и определение числа выключателей показаны в таблицах 7.2. – 7.6.
Таблица 7.2. – Выбор схем ПС для варианта 1
Число ячеек выкл. 110 кВ
Две рабочие и обходная с.ш.
Одна рабочая секци-ая и обходная с.ш.
Таблица 7.3. – Выбор схем ПС для варианта 2
Два блока с неавтомат. перемычкой
Таблица 7.4. – Выбор схем ПС для варианта 3
Таблица 7.4. – Выбор схем ПС для варианта 4
Таблица 7.5. – Выбор схем ПС для варианта 5
Заход выход с 1 выкл.
Экономическое сопоставление вариантов развития сети
1. Экономическое сопоставление подвариантов
Экономическое сопоставление подвариантов на примере варианта 5.
Индекс цен сентября 2019 года примем по отношению к уровню цен 2000 года 3457 зональный повышающий коэффициент к базисной стоимости ВЛ – 11.
Капитальные вложения в линии.
Для одноцепных опор с проводами АС-70 стоимость одного километра: C=990 т.р.км. Длина линии 4-5 равна 16 км число цепей 2.
Капитальные вложения в подстанцию.
Стоимость ячейки вакуумного выключателя 110 кВ – 2100 т.р. стоимость трансформатора ТДН-16000110 – 4300 т.р.
Параметры схемы замещения.
Суммарные потери ХХ в трансформаторах.
Потери мощности в максимальном режиме.
Число часов максимальных потерь.
где – удельная стоимость потерь электроэнергии.
Приведенные затраты.
где - нормативный коэффициент эффективности и - издержки на амортизацию и обслуживание линии и подстанции.
Капитальные вложения в линии аналогичны.
Стоимость ячейки элегазового выключателя 110 кВ – 2100 т.р. стоимость трансформатора ТРДН-25000110 – 5200 т.р.
Ущерб от перерыва питания
где - удельный ущерб; при полном отключении ; m = 1 – число элементов для учета; – среднее время восстановления трансформатора 110 кВ; – параметр потока отказов трансформатора 110 кВ.
Разница приведенных затрат:
Разница менее 5% поэтому целесообразно выбрать подвариант «а» с двумя трансформаторами в связи с большей надежностью. Поскольку расчет подвариантов для других вариантов аналогичен этот выбор распространяется на все варианты.
2. Экономическое сопоставление вариантов
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 которые следует учесть при сопоставлении вариантов показано в табл. 8.1.
Таблица 8.1. – Число ячеек выключателей по вариантам
Число ячеек выключателей 110 кВ
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:
а) Активное сопротивление участков
б) Потери электроэнергии на нагрев:
в)Издержки от потерь:
г) Капитальные вложения в линии:
д) Капитальные вложения в подстанции:
е) Суммарные капитальные вложения:
ж) Затраты по 1 варианту:
Результаты расчетов варианта 1 сведены в таблицу 8.2. Расчеты для других вариантов аналогичны расчетам варианта 1.
Таблица 8.2- Расчет экономических показателей линий (вариант 1)
З1 = 2523716 тыс. руб.
Таблица 8.3- Расчет экономических показателей линий (вариант 2)
З2 = 3141218 тыс. руб.
Таблица 8.4- Расчет экономических показателей линий (вариант 3)
З3 = 3597539 тыс. руб.
Таблица 8.5- Расчет экономических показателей линий (вариант 4)
З4 = 3231131 тыс. руб.
Таблица 8.6- Расчет экономических показателей линий (вариант 5)
З5 = 3057582 тыс. руб.
Таблица 8.7. – Результаты экономического сравнения вариантов
Самый экономичный – вариант 1 самый дорогой – вариант 3.
Расчет установившихся режимов
1. Расчет установившегося режима максимальных нагрузок (вариант 1)
Таблица 9.1. – Параметры узлов сети
Таблица 9.2. – Параметры ветвей сети
Здесь нагрузки узлов 1 2 3 4 5 6 – потери холостого хода трансформаторов взятые из справочника и умноженные на два; Q МВАр – зарядные мощности ЛЭП; - коэффициент трансформации трансформаторов равен 11115; сопротивления ветвей 2 – 21 3 – 31 4 – 41 5-51 6-61 – сопротивления трансформаторов взятые из справочника и разделенные на два поскольку на ПС установлено по два трансформатора.
Рисунок 9.1 – Схема замещения
Сначала необходимо определить мощности на всех участках у учетом потерь.
Перетоки мощности на головных участках:
) Перетоки мощности в кольце с учетом потерь:
Определение напряжений в узлах схемы на высокой стороне:
Таблица 9.3 – Выбор отпаек на трансформаторах
Требуемое напряжение на шинах ПС кВ
Напряжение на шинах ПС до регулирования кВ
Рациональная отпайка
Напряжение на шинах ПС после регулирования кВ
где 2047 кВ – цена одной отпайки.
Полученный коэффициент трансформации:
2. Расчет установившегося аварийного режима (вариант 1 отключение 1-2)
Рисунок 9.2 – Схема замещения для аварийного режима
Таблица 9.4 – Выбор отпаек на трансформаторах
Отклонение напряжения в аварийном режиме допускается ±10% от UНОМ. Напряжение во всех узлах находится в допустимых пределах.
3 Расчет установившегося режима максимальных нагрузок (вариант 5)
Таблица 9.5 – Параметры узлов сети
Таблица 9.6 – Параметры ветвей сети
Рисунок 9.3 – Схема замещения
Таблица 9.7 – Выбор отпаек на трансформаторах
Напряжение во всех узлах находится в допустимых пределах ±5% от UНОМ.
4. Расчет установившегося аварийного режима (вариант 5 отключение 1 цепи 1-2)
Рисунок 9.4 – Схема замещения для аварийного режима
Перетоки во всех участках аналогична перетокам в предыдущем разделе кроме участка 1-2.
Напряжение в узлах 3 4 не отличается от предыдущего варианта.
Таблица 9.8 – Выбор отпаек на трансформаторах
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.
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
Волкова Т. Ю. Юлукова Г.М. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования по дисциплине «Электроэнергетика» (раздел «Электроэнергетические системы и сети») 2004.
Идельчик В.И. Электрические системы и сети: Учебник для ВУЗов. - М.: Энергоатомиздат 1989.
Справочник по проектированию электрических сетей. Под ред. Д.Л. Файбисовича. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС 2009.
Герасименко А.А. Федин В.Т. Передача и распределение электрической энергии – Изд. 2-е. – Ростов нД: Феникс 2008. – 715 [2]с.

спецификация по сети.frw

Выключатели типа ВЭБ-110
Разъединители типа РГ-110
Выключатели типа ВВЭ-10