Электрические сети и системы

ЭЛСЕТИ.docx

по дисциплине «Электрические сети и системы»
Характеристика электрифицируемого района и потребителей электрической энергии4
Выбор номинальных напряжений и конструкции линий4
Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанции в пунктах а б в г д5
Возможные варианты схем электроснабжения РТП с учетом обеспечения требований надежности электроснабжения потребителей6
Сравнение вариантов схем по длине магистралей длине линий различных напряжений и по количеству вв выключателей6
Выбор лучшего варианта схемы соединений электрических сетей7
Технико-экономическое сопоставление вариантов и выбор лучшего14
Расчет основных режимов работы сети16
Выбор средств регулирования напряжения20
Определение экономических показателей спроектированной системы электроснабжения22
При разработке и принятии технических решений большое внимание уделяется экономичности. Должны быть продуманы меры по снижению себестоимости выработанного и переданного киловатт-часа. Это делает задачу выбора оптимального варианта схемы электрических сетей при проектировании новых схем и реконструкции существующих актуальной. В настоящее время 95 % всех потребителей получают электроэнергию от энергетических систем следовательно линии электропередач в основном построены. Однако нагрузка не остается постоянной она продолжает расти что ведет к необходимости рассматривать и выбирать лучшие варианты при составлении схем развития электрических сетей на перспективу. Следовательно задача выбора лучшего из возможных вариантов схем электрических сетей остается важной и нужной на любом этапе развития энергетической системы страны.
В области развития сельской электроэнергетики предстоит сделать следующие важные мероприятия. Продолжить кольцевание сетей напряжением 35-110 кВ. В настоящее время около 30% всех сетей 35-110 кВ закольцовано. Радиусы электрических сетей напряжением 6-10-15-20 кВ еще велики и требуется работа по их дальнейшему сокращению. Около 50% существующих сетей 10 кВ по которым питаются большинство потребителей имеют длину от 25 до 100 км при этом известно что целесообразной длиной ВЛ 10 кВ является длина около 25 км. Для того чтобы сократить длину ВЛ 10 кВ необходимо строительство дополнительных разукрупняющих питающих подстанций и дальнейшее развитие питающей сети 35-110 кВ.
Задачей курсовой работы является выбор лучшей схемы электрических сетей для района имеющего центр А и пункты потребления электрической энергии в точках а б в г д. На рисунке также приведены расстояния от центра А до этих пунктов. Масштаб: 1см - 10км.
Характеристика электрифицируемого района и потребителей электрической энергии
Стоимость одного километра линии зависит от района климатически условий (РКУ). Поэтому при проектировании ВЛ и выборе лучшего варианта электрических сетей по технико-экономическим показателям необходима информация о климатических условиях района электроснабжения. Из задания район по гололеду – II по ветру II.
Мощностные характеристики пунктов:
Распределение расчетных нагрузок РТП по категориям надежности:
Длины линий от центра до пунктов:
Выбор номинальных напряжений и конструкции линий
Сельские электрические сети отличаются от сетей промышленного электроснабжения протяженностью и разветвленностью при сравнительно малой передаваемой мощности. В таких условиях прокладка кабельных линий при их большей надежности считается не целесообразной так как усложняется эксплуатация и ремонт этих линий. Кроме того кабельные линии более дорогие и промышленность испытывает дефицит кабеля. В данном курсовом проекте принято: линии электропередач будут проектироваться воздушными которые дешевле кабельных просты в эксплуатации и технологичнее при ремонте.
Принимая во внимание расстояние между пунктами потребления и центром питания А а также величины нагрузок пунктов а б в г д выбираем номинальные напряжения линий в соответствии с методическими указаниями.
Экономическая область применения линий каждой ступени напряжения определяется на основе имеющегося опыта проектирования и эксплуатации электрических сетей.
Номинальные напряжения ВЛ.
Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанции в пунктах а б в г д
Выбор качества и мощности трансформаторов на подстанциях производится с учетом наличия потребителей I и II категории.
В пунктах а б в следует установить двухтрансформаторные подстанции так как имеются потребители I и II категории.
На пунктах г д устанавливаем подстанции с одним трансформатором потому что не имеются потребители I или II категории а так же из-за невысоких мощностей пунктов.
Условия выбора двухтрансформаторой подстанции.
Возможные варианты схем электроснабжения РТП с учетом обеспечения требований надежности электроснабжения потребителей
Сравнение вариантов схем по длине магистралей длине линий различных напряжений и по количеству вв выключателей
Длина линий по проводам
Кол-во ячеек выключателей
Выбор лучшего варианта схемы соединений электрических сетей
В процессе проектирования электрических сетей возникает вопрос как при минимальных капитальных вложениях в проектируемую сеть получить максимальный экономический эффект при ее эксплуатации; при этом сеть должна удовлетворять ряду требований таких как качество передаваемой электроэнергии высокая надежность электроснабжения технологичность обслуживания и минимальная металлоемкость оборудования. В процессе проектирования обычно рассматривают несколько вариантов схем электроснабжения из которых путем технико-экономического сравнения параметров каждого варианта выбирают наиболее выгодный и удовлетворяющий требованиям эксплуатации. Критерием выбора наиболее экономичного варианта является минимум суммарных приведенных затрат.
Ниже приведены рассматриваемые варианты схем электрических сетей.
Схема с радиальными сетями выходящими из центра питания А к пунктам а б в проектируется по две параллельные воздушные линии 110 кВ в пункт д и г – по одной ВЛ 35 кВ. В начале каждой отходящей ВЛ устанавливается по масляному выключателю. Всего 6 выключателей на напряжение 110 кВ и 2 выключателя на 35 кВ.
Нагрузки пунктов питания в комплексном виде:
Находим токи каждой из ветви:
По аналогии получим значения токов для других ветвей:
Разделив полученные токи на экономическую плотность тока γэк = 11 получим сечения для каждой из линий:
Рассчитаем потери для каждой ветви:
В принципе данный вариант подходит но с точки зрения экономики мы тянем ВЛ на потребителей II и III категории (пункты д и г) что не рационально. Рассмотрим другие варианты.
Рассмотрим схему закольцовывания пунктов а и б а так же соединение пунктов г и д.
Рассмотрим схему с двухсторонним питанием:
Найдем нагрузки на каждом участке схемы:
Точка а – точка токораздела.
Найдем величины токов:
Разделив полученные токи на экономическую плотность тока γ=11 получим сечения для каждого из участков:
Рассмотрим аварийный режим – обрыв линии на участке А’ – б.
Тогда линия будет радиальной:
Зная нагрузки и марки проводов на каждом участке определим потери:
Схема не походит так как потери в аварийном режиме больше допустимых к тому же с экономической точки зрения затраты на провода и прокладку линий будут велики что видно визуально из суммарной длины в 221 км.
Рассмотрим схему соединения пункта г с пунктом д. Рассмотрим радиальную схему с односторонним питанием:
Рассмотрим схему закольцовывания пунктов а и в. Кольцевание пункта а с пунктом б я посчитала не рациональным (см. вариант II) поэтому рассмотрим как поведут себя потери в этом случае.
Аварийный режим – обрыв линии на участке А’-в.
Тогда линия будет радиальной.
Находим нагрузки на каждом участке:
Схема походит так как потери в аварийном режиме меньше допустимых к тому же с экономической точки зрения затраты на провода и прокладку линий не велики по сравнению с другими вариантами.
Рассмотрим схему соединения пункта г перпендикулярно к линии пункта д. Рассмотрим радиальную схему с односторонним питанием:
Схема подходит как по потерям так и по длине линии потому что небольшую нагрузку в 34 МВА тянем на расстояние в 38 км. Что очень выгодно с точки зрения экономических соображений и технических.
Технико-экономическое сопоставление вариантов и выбор лучшего
Рассмотрев три варианта возможных проектов схем я выбрала наиболее подходящий вариант III. Потому считать технико-экономические показатели для всех трех схем нет смысла. Ниже представлен расчет для наиболее подходящего варианта.
Капитальные вложения в схему электрических сетей варианта (так как при расчете использовались методические указания 1991 года то примем коэффициент инфляции равный 40 умножая каждую цену на 40):
Издержки на амортизацию:
Издержки на заработную плату:
Издержки на потерю энергии:
(справочные данные):
Для 110 кВ: следовательно ;
Для 35 кВ: следовательно ;
Значит суммарные издержки будут равны:
Найдем общие затраты:
Расчет основных режимов работы сети
В соответствии с заданием на курсовую работу уточняем расчет для потребителей пункта «б». Проводим расчет баланса мощностей в режиме максимальной и минимальной нагрузки а также в аварийном режиме.
Рассмотрим схему замещения:
Определяем параметры схемы замещения:
Сопротивление линии выполненной проводом АС – 240:
Сопротивление трансформатора ТДН -25000110:
Для двух параллельно работающих трансформаторов:
Rсум.=06 Ом; Xсум.=16 Ом.
Определяем проводимость трансформатора:
Составляем баланс активной и реактивной мощности:
Режим максимальной нагрузки;
Режим минимальной нагрузки (25% от Pma
Аварийный режим – отключение одной цепи линии при максимальной нагрузке потребителей.
Режим максимальной нагрузки.
Мощность и потери мощности звеньев электропередачи
Мощность потребителя
Потери в меди и на рассеяние в трансформаторе
Мощность начала трансформатора
Потери в стали и намагничивающая мощность
Половина емкостной мощности
Мощность в конце линии
Потери в активных и реактивных сопротивлениях линии
Мощность в начале линии
Половина емкостной мощности линии
Мощность на шинах подстанции центра А
Расчет потерь и отклонений напряжения в режиме максимальной нагрузки.
Напряжение на шинах подстанции А:
Падение напряжения в линии А-б:
Напряжение конца линии А-б:
Падение напряжения в трансформаторе:
Напряжение на нагрузке б:
Напряжение на шинах подстанции б:
Режим минимальной нагрузки.
Расчет потерь и отклонений напряжения в режиме минимальной нагрузки.
Расчет потерь и отклонений напряжения в аварийном режиме.
Напряжение на шинах подстанции:
Падение напряжения в линии:
Напряжение конца линии:
Расчет баланса мощностей. А также потерь и отклонений напряжений в сетях для потребителей пунктов авгд в режимах максимальных и минимальных нагрузок и в аварийных режимах проводится аналогично.
Выбор средств регулирования напряжения
Основным из фактов определяющих качество электрической энергии является уровень напряжения у потребителей. Снижение и повышение напряжения относительно номинального приводит к нежелательным явлениям таким как уменьшение срока службы электрооборудования снижение производительности выход из строя электроприемников увеличение потерь электроэнергии и т.д.
Стандартом на качество электрической энергии установлены предельные допустимые отклонения напряжения от номинального плюс - минус 5% для промышленных и сельскохозяйственных потребителей.
Для поддержания номинального напряжения напряжения у потребителей могут применяться различные средства регулирования напряжения например трансформаторы с ПБВ и РПН продольно и поперечно включаемые конденсаторные батареи синхронные компенсаторы реактивной мощности и др.
В данной курсовой работе использованы регуляторы напряжения РПН установленные на силовых трансформаторах. Регулирование осуществляется за счет изменения коэффициента трансформации.
Выбор ответвлений для осуществления автоматического РПН производиться исходя из допустимых отклонений напряжения у потребителей потерь в элементах схемы и надбавок трансформаторов путем составления таблиц отклонения напряжений. В таблице № 8 приведены результаты расчетов по выбору надбавок на трансформаторах числа ступеней регулирования и потерь напряжения в ВЛ 10 и 038 кВ. В аварийном режиме допускается отклонение напряжения у потребителей на плюс – минус 5% больше чем в нормальном режиме.
Потери в элементах схемы и отклонения напряжения у потребителей пункта б.
Данные о потерях в линиях и трансформаторе 11010 кВ в режимах максимальной минимальной нагрузки и в аварийном режиме взяты из расчетов.
Расчеты потерь и отклонений напряжения для потребителей пунктов б в г д проводится аналогично.
Определение экономических показателей спроектированной системы электроснабжения
Технико-экономическими показателями системы электроснабжения являются стоимость и себестоимость одного киловатта переданной электрической энергии.
Стоимость одного киловатт-часа определяется из выражения
в котором составляющие отчислений от капиталовложений и издержки для элементов схемы приняты для наиболее целесообразного варианта.
Себестоимость переданного киловатт-часа равны
Где Зс – затраты на производство одного киловатт-часа в системе равные 12 рубкВт*час.
Технико-экономические показатели для ВЛ 110 кВ выбранного варианта с учетом определенных ранее показателей.
Число условных единиц на обслуживание подстанции 11010 складывается из:
Где - число условных единиц на обслуживание одного трансформатора подстанции;
n – число трансформаторов на подстанции;
- число условных единиц на обслуживание одного присоединения 110 кВ;
Z – число присоединений 110 Кв;
- число условных единиц на обслуживание одного присоединения 10 кВ;
t – число присоединений 10 кВ.
Данные о количества условных единиц приняты по данным Сельэнергопроекта.
Для двухтрансформаторой подстанции 11010 кВ:

ЭЛСЕТИ.dwg