Проектирование электрической сети напряжением 35-220 кВ

КУРСОВОЙ А2.cdw

=(10000+J4300) кВ х А
=(12000+J5100) кВ х А
=(8000+J3400) кВ х А
Данные с индексом обозначают:
- мах - максимальный режим нагрузок;
- ПАР - послеаварийный режим (одна из
цепей двухцепной линии оборвана);
В качестве основного режима принят
УИПА ЭТФ ЭСИС 08 01 КП

КУРСОВОЙ МОЙ ЗАГОТОВКА.doc

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ УКРАИНЫ
УКРАИНСКАЯ ИНЖЕНЕРНО-ПЕДАГОГИЧЕСКАЯ АКАДЕМИЯ
Кафедра «Электроэнергетика»
на тему: «Проектирование электрической сети
напряжением 35-220 кВ»
Расчетно-пояснительная записка
Студент Заднепровский Олег Анатольевич
(Фамилия имя отчество)
Группа АЗЕН.Е2-1 (шифр 508)
(Номер и индекс группы)
Руководитель проекта
(Ученое звание фамилия инициалы)
Утв. Указом Минвуза УССР
от 3 августа 1984 г. № 253
Украинская инженерно-педагогическая академия
Курс IV Группа АЗЕН.Е2-1 Семестр 8
на курсовой проект (работу) студенту
Заднепровскому Олегу Анатольевичу
(фамилия имя отчество)
Исходные данные к проекту (работе): Нагрузки и cos j подстанций: Рб=8 МВт cos jб=078; Рв=10 МВт cos jв=078; Рг=12 МВт cos jг=08; Продолжительность использования наибольшей нагрузки Тm=4500 ч.; Активная наименьшая мощность нагрузки составляет 25% от наибольшей; Район по гололеду – Координаты точек подстанций: А – 30 70; Б – 60 80; В – 80 60; Г – 40 30;– 16 кммм _
Состав расчетно-пояснительной записки (перечень рассматриваемых вопросов):
Перечень графического материала (с точным названием обязательных чертежей)
выдачи задания 11 ноября 2005 г. _
Название этапов курсового
Срок выполнения этапов
(подпись) (фамилия имя отчество)
Харьк. печ. № 16.2000. Зам. 505-3000
Электрической сетью называют часть энергосистемы состоящую из подстанций и линий электропередачи различных напряжений.
Энергетика является основой экономики нашей страны. Большое значение для развития экономики имеет энергетика оказывающая огромное влияние на прогресс не только в промышленном производстве но и во всех областях жизни нашего общества.
Роль энергетики объясняется ее универсальностью использования возможностью передачи на практически любое расстояние дроблением и в то же время возможностью ее концентрации в очень больших масштабах.
Современная система электроснабжения должна отвечать следующим требованиям:
экономичности и надежности;
безопасности и удобству обслуживания;
обеспечению качества электроэнергии;
уровню напряжения и стабильной частоте.
Должны также предусматриваться кратчайшие сроки выполнения строительно-монтажных работ и необходимая гибкость системы обеспечивающей возможность расширения при развитии потребителей без существующего усложнения и удорожания первоначального варианта. Поэтому проектная задача является более сложной; чем расчетная т.к. не всегда можно предложить однозначную методику ее решения не всегда имеются все необходимые данные.
Решение задачи требует технико-экономического анализа и творческого подхода самостоятельности и опыта. Приобретение таких знаний и опыта – это цель курсового проекта.
Электрификация – это основа технического прогресса любой отрасли. Электричество является основой производственных процессов которые до него не существовали. Энергетика занимает особое место в развитии промышленности в восстановлении экономики и стабилизации производства.
Задачей данного проекта является выполнение комплекса работ связанных с проектированием электрической сети 35-220 кВ внешнего электроснабжения промышленного предприятия (района).
По заданным нагрузкам их месторасположением и размещением источников питания необходимо выбрать схему соединения сети ее номинальное напряжение определить конструктивное выполнение определенных линий и их основные характеристики:
потокораспределение мощностей;
уровни напряжения различных режимов.
В проекте решаются вопросы компенсации реактивной мощности.
Наименование подстанции
Координаты точек подстанций мм
Активная нагрузка Р МВт
Коэффициент мощности cos j
продолжительность использования наибольшей нагрузки – Тm=4500 ч.;
активная наименьшая мощность нагрузки составляет 25% от наибольшей при этом коэффициент мощности не изменяется;
район по гололеду –
во всех приемных пунктах имеются потребители I и II категорий а также потребители III категории составляющие 20-30% от общей нагрузки подстанции;
срок строительства составит не более одного года;
на питающей подстанции А осуществляется встречное регулирование напряжения;
установленная мощность питающей электрической системы А достаточна для покрытия активной мощности потребителей проектируемой сети.
Все другие данные необходимые для проектирования принимаются в соответствии с рекомендациями справочной и методической литературы.
I.Составление и обоснование схемы и вариантов номинальных напряжений сети.
Выполняем три варианта схем: радиальную (рис.1) магистральную (рис.2) и кольцевую (рис.3).
Определяем на этих схемах изм (измеряема длина). Расчетную длину расч находим по формуле:
где - расстояние которое учитывает неточность прохождения трассы по
сравнению с чертежом; =(01015)
Результаты измерения заносим в таблицу №2.
Результаты измерения мм
Длина линии с учетом масштаба км
Выбираем главные схемы понижающих подстанций.
Основным принципом которым руководствуются при выборе схем соединения понижающих подстанций в ходе проектирования строительства и реконструкции электрических сетей является обеспечение максимальной надежности и экономичности электроснабжения при сохранении требуемых показателей качества электроэнергии. Перечисленным требованиям отвечают более простые унифицированные схемы подстанций с минимальным количеством выключателей на высокой стороне или вовсе без них.
Поэтому в практике проектирования некоторых видов сетей в большинстве случаев принимают определенные типы унифицированных подстанций. В частности в кольцевых схемах выполненных одноцепными линиями применяют схему двухтрансформаторной подстанции типа «мостик» с одним выключателем в перемычке на высокой стороне трансформатора. В магистральных и радиальных схемах выполненных двухцепными линиями применяют схему двухтрансформаторной подстанции типа «два блока линия-трансформатор» без выключателей на высокой стороне трансформатора. Схемы представлены на рис.4.
Определяем номинальные напряжения в электрических сетях.
Номинальное напряжение в электрических сетях при проектировании выражается тремя способами:
по формуле: кВ [2 стр.106]
где - длина линии км;
Р – передаваемая мощность МВт.
В данном курсовом проекте номинальное напряжение будем определять третьим способом для каждой схемы.
Передаваемая мощность – Раб=Рб=8 МВт
Длина линии - =56 км
Выбираем номинальное напряжение Uн=110 кВ.
Передаваемая мощность – Рав=Рв=10 МВт
Длина линии - =922 км
Передаваемая мощность – Раг=Рг=12 МВт
Длина линии - =741 км
Магистральная схема:
Передаваемая мощность – Раб=Рб + Рв =10+8=18 МВт
Передаваемая мощность – Рбв=Рв =10 МВт
Длина линии - =506 км
Этот участок аналогичный участку радиальной схемы поэтому Uн=110 кВ.
Разрезаем кольцевую схему по “A” и получаем:
рис.5 Развернутая кольцевая схема
Потокораспределение находим по правилу обратных плеч.
Проверяем правильность расчета по уравнению:
Определяем потокораспределение в сети по I закону Кирхгофа:
рис.6 Потокораспределение нагрузок по сети
Возьмем наиболее загруженный участок АБ и по нему выберем напряжение для всей сети.
Передаваемая мощность – Раб=157 МВт
Выбираем номинальное напряжение Uн=110 кВ.
II.Баланс реактивной мощности и выбор компенсирующих устройств.
Компенсирующие устройства применяются во всех электрических сетях для того чтобы реактивная мощность передаваемая по линии была минимальной. Уменьшение реактивной мощности приводит к уменьшению тока а следовательно и уменьшаются потери мощности в сетях. Выбор мощности компенсирующих устройств и их размещение на подстанции сети влияют на технико-экономические показатели вариантов схем а также могут повлиять и на правильность выбора величины номинального напряжения и схемы проектируемой сети.
Следует выбрать батареи конденсаторов такой мощности чтобы довести коэффициент мощности на шинах вторичного напряжения каждой подстанции до 092095 (меньшие значения желаемого коэффициента мощности нужно принимать для подстанций расположенных вблизи от источников питания). Принимаем
Приближенное значение мощности компенсирующих устройств установленных на шинах вторичного напряжения каждой подстанции определяем по формуле:
где Рк – активная мощность заданная на шинах вторичного напряжения понижающей
jк и jжк – угол сдвига фаз между током и напряжением на шинах вторичного
напряжения К-той подстанции и его желаемое значение после компенсации;
Кн – коэффициент нагрузки (принимаем Кн=09).
Результаты вычислений сводим в таблицу №3.
Активная мощность Рк МВт
Коэффициент мощности
Желаемый коэффициент мощности
Реактивная мощность компенсирующего устройства
Желаемая реактивная мощность Qж МВар
Желаемая полная мощность Sж МВ . А
III.Выбор типа и мощности трансформаторов понижающих подстанций.
Силовые трансформаторы предназначены для преобразования уровня напряжения.
Различают два режима работы трансформатора:
систематические допустимые перегрузки;
аварийные перегрузки.
Исходя из допустимой перегрузки на время максимума нагрузки на 40% мощность каждого из двух трансформаторов выбираем равной 06507 максимальной нагрузки подстанции. При этом обеспечивается питание всех потребителей при аварийном отказе одного трансформатора.
Определяем ориентировочные мощности трансформаторов подстанций и результаты заносим в таблицу №4.
Ориентировочная мощность трансформаторов МВ . А
Выбираем трансформаторы и заносим их в таблицу №5
Пределы регулирования - ±9х178%.
Производим расчет потерь мощности в силовых трансформаторах по формулам:
где Рхх и Iхх – потери холостого хода;
Ркз и uк – потери короткого замыкания;
nТ – количество трансформаторов nТ =2.
Находим потери напряжения в трансформаторах по формуле:
где RT и XT – активное и реактивное сопротивления трансформатора;
Рк – активная мощность заданная на шинах вторичного напряжения понижающей
Результаты вычислений сводим в таблицу №6.
Все потери напряжения меньше 5% т.е. в пределах нормы.
Определяем потери энергии в трансформаторах по формуле:
где Т и Т - количество часов в году в течении которых происходят потери
электроэнергии (зависящие и независящие от нагрузки):
t - время потерь определяется по формуле:
Тm – число часов использования максимума нагрузки Тm=4500 ч.
amax – коэффициент попадания нагрузки рассматриваемого дополнительного
потребителя (дополнительный потребитель мощности) в максимум нагрузки
энергосистемы принимаем amax=09.
Определяем потери энергии и результаты заносим в таблицу №7.
Потери электроэнергии в трансформаторах DWТ кВт .ч
зависимые от нагрузки
независимые от нагрузки
Определяем потери электроэнергии в конденсаторных установках по формуле:
где Кку – коэффициент удельных потерь в компенсационных установках принимаем
Результаты заносим в таблицу №8.
Потери электроэнергии в компенсационных установках DWку кВт .ч
IV.Электрический расчет составленных вариантов сети.
Зная потери в трансформаторах приводим нагрузки трансформаторных подстанций к высокой стороне и результаты записываем в таблицу №9.
Активная мощность Р2 кВт
Реактивная мощность Q2 кВар
Полная мощность S2 кВ . А
Приближенно определяем зарядную мощность линии т.к. не знаем сечения проводов по формуле:
где - длина линии [км];
- приближенное значение проводимости линии для Uн=110 кВ
Uн – номинальное напряжение сети [кВ]
Определяем приближенное потокораспределение без учета потерь в линиях.
Приближенное потокораспределение – это потокораспределение в линиях и трансформаторах без учета потерь мощности.
В радиальной схеме потребляемая мощность является передаваемой.
В магистральной схеме потокораспределение находится по I закону Кирхгофа.
В кольцевой схеме потокораспределение находится по правилу обратных плеч.
рис.7 Развернутая кольцевая схема
(143+J61)+(157+J6.7)=(8+J34)+(10+J43)+(12+J51)
рис.8 Потокораспределение нагрузок по сети
Определяем сечения проводов в электрических сетях.
Критерием для выбора сечения проводников ВЛ является минимум приведенных затрат. В практике проектирования линий массового строительства выбор сечения проводников производится по нормативным обобщенным показателям.
В качестве такого показателя при проектировании ВЛ 35500 кВ используется экономическая плотность тока jэ которая в зависимости от типа проводки и числе часов использования максимума нагрузки в год выбирается по [4 стр.40]:
Экономически целесообразное сечение S [мм 2] определяется из соотношения:
где Imax – максимальный ток в аварийном режиме (при обрыве одной из линий) [А].
Расчетный ток определяется по формуле:
где Sлинии – мощность передаваемая по конкретной линии. При двухцепной (nл=2) линии это значение уменьшается в два раза.
Значение Imax находится по той же формуле но при обрыве одной из питающих линий.
где Sаг =Sг =13 МВ .А =13000000 В .А
Минимальный диаметр проводов ВЛ по условиям короны для напряжения Uн=110 кВ и фаз с одиночными проводами равняется:
2 мм (АС-7011) [4 стр.227]
Выбираем провод типа АС-7011. Его характеристики сведены в таблице №10.
где Sаб =Sб =87 МВ .А =8700000 В .А
Выбираем провод типа АС-7011.
где Sав =Sв =109 МВ .А =10900000 В .А
Учитывая вероятные большие потери напряжения выбираем провод типа АС-12019.
S = 10291.1 = 935 мм 2
Выбираем провод типа АС-12019.
где Sбв =Sб =87 МВ .А =8700000 В .А
Выбираем провод марки АС-7011.
Этот участок аналогичен участку в радиальной схеме поэтому выбираем провод марки АС-12019.
где; Sоаб = (157 + J67) МВ х А;
S = 10291.1 = 935 мм 2
Выбираем провод типа АС-18524.
S = 102911 = 935 мм2
Учитывая вероятные большие потери напряжения выбираем провод типа АС-12019 проложенный в две нитки (с расцепленными фазами).
Выбранные провода и их характеристики представлены в таблице №10.
Максимальный ток Imax А
Допустимый длительный ток провода А
Погонные сопротивления (проводимости)
емкостная b0 10 -6 1(Ом .км)
Продолжение таблицы №10
Среднегеометрическое расстояние между проводами принято для напряжения Uн=110 кВ равным 4 м [3 стр.48].
Находим потери напряжения сетей по формуле:
Потери мощности находим по формулам:
Потери электроэнергии определяем по формуле:
Все потери записываем в таблицу №11.
Потери электроэнергии кВт .ч
Продолжение таблицы №11
V.Технико-экономический расчет вариантов схем.
Для выбора технико-экономического варианта или наиболее выгодного варианта сопоставляются экономические и технические варианты.
К важнейшим технико-экономическим показателям относятся: надежность долговечность удобство эксплуатации степень автоматизации.
Одним из основных экономических показателей является затраты на сооружение:
Капиталовложение линии (Кл) – это затраты на изыскательные работы подготовку трассы затраты на приобретение опор проводов изоляторов на их транспортировку и монтаж. Капиталовложение подстанции (Кпст) – это затраты на приобретение оборудования и его монтаж.
Эксплуатационные расходы (издержки – И) слагаются из затрат на амортизацию ремонт обслуживание электрических сетей и стоимости потерь электроэнергии в течении одного года:
где ИDW – годовые издержки связанные с потерей электроэнергии.
b и b - стоимость 1 кВт . ч потерянной электроэнергии зависящей и независящей от нагрузки.
По графику [1 стр.22] определяем что b =64 коп.(кВт . ч) и b =48 коп.(кВт . ч).
Издержки в [%] от капиталовложения – это отчисления на амортизацию. Устанавливаются с таким расчетом чтобы к моменту возможного износа оборудования или сооружения накопилась сумма необходимая для их восстановления (реконструкция):
Отчисления на амортизацию идут на капитальный ремонт и инновацию.
Ремонтные затраты связаны с текущим ремонтом оборудования для поддержания его в нормальном состоянии (мелкий ремонт профилактика чистка изоляции):
В затраты на обслуживание входят: зарплата обслуживающего персонала расходы на связь транспорт жилые дома для обслуживающего персонала:
В расчетах издержки определяются по формуле:
Расчет капиталовложений трех вариантов представлен в таблице №12 эксплуатационные расходы за один год – в таблице №13.
Наименование оборудования
тыс.грншт. (тыс.грнкм)
ТП-11010 кВ; 63 МВ .А
5 (блочн.) 110 (мост.)
ТП-11010 кВ; 10 МВ .А
2 (блочн.) 145 (мост.)
Компенсирующие устройства; 23 МВар
Компенсирующие устройства; 29 Мвар
ВЛ-110 кВ (одноцепная) с жб опорами провод АС-12019
То же провод 2хАС-12019
То же провод АС-18524
ВЛ-110 кВ (двухцепная) с жб опорами провод АС-7011
То же провод АС-12019
Наименование показателя
Потери электроэнергии зависимые от нагрузки DW
Потери электроэнергии независимые от нагрузки DW
Расходы связанные с потерей электроэнергии ИDW
Продолжение таблицы №13
Расходы связанные с амортизацией ремонтом и обслуживанием ВЛ Ил
Расходы связанные с амортизацией ремонтом и обслуживанием ТП Ипст
Из трех вариантов схем наиболее целесообразной является магистральная схема. Хотя при капитальном строительстве она дороже кольцевой схемы на 13937 тыс. грн но эксплуатационные расходы на содержание меньше на 381 тыс. грн и эта разница окупится за 37 лет. Также при строительстве ВЛ-110 кВ магистральная сеть будет длиной 1807 км а кольцевая – 2711 км.
VI.Уточенный расчет выбранного варианта проектируемой сети.
Расчет проектируемой сети будем производить в трех режимах:
режим максимальной нагрузки;
режим минимальной нагрузки;
послеаварийный режим.
Расчеты включают в себя:
точное потокораспределение;
коэффициент трансформации в трех режимах.
Зная сечения проводов определяем точные значения зарядной мощности:
рис. 9 Подстанция Б. Фрагмент схемы
Определяем мощность передаваемая по сети:
рис. 10 Подстанция В. Фрагмент схемы
Определяем уровни напряжений у трансформаторных подстанций:
Где U1 – напряжение вырабатываемое подстанцией А U1=115 кВ. Находим:
Определяем коэффициенты трансформации трансформаторов подстанций:
Определяем полную мощность и коэффициент мощности источника питания А:
Определяем уровень напряжения у трансформаторных подстанций:
Определяем коэффициент трансформации трансформатора подстанции:
В целях сокращения однотипных расчетов режим наименьших нагрузок можно рассматривать упрощенно с некоторой неточностью допускаемой в этом случае. Можно считать что потери напряжения в сети в режиме наименьших нагрузок уменьшаются пропорционально величине:
А потери мощности пропорционально величине:
Поэтому величины потерь напряжения и мощности в линиях и обмотках трансформаторов в режиме наименьших нагрузок могут быть получены путем умножения соответствующих значений найденных для режима наибольших нагрузок на приведенные значения.
Послеаварийный режим:
В этом режиме произошел обрыв одной из цепей двухцепной линии поэтому потери электроэнергии в линиях и трансформаторах и потери напряжения увеличатся в два раза а зарядная мощность – уменьшится в два раза.
Результаты расчетов заносим в таблицу №14.
Полная мощность источника питания А S1 кВ .А
Уровень напряжения возле подстанции кВ
Коэффициент трансформации на подстанции КТ
Определяем пределы регулирования коэффициентом трансформации силовых трансформаторов:
Т.е. коэффициенты трансформации трансформаторов подстанции в максимальном и минимальном режимах соответствуют нормам.
Определяем себестоимость передачи 1 кВт .ч электроэнергии по проектируемой сети по формуле:
где WS - годовое количество электроэнергии передаваемое потребителям с помощью проектируемой сети с учетом потерь энергии в ней:
Р1 – максимальное значение мощности кВт.
Список используемой литературы:
)Электрические системы и сети. Методические указания по выполнению курсового проекта. Под ред. Лопухина А.Ф. Кондратюк О.Ю. – Харьков: УИПА 2003.
)Справочник по проектированию электроэнергетических систем. Под ред. С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро – Москва: Энергоатомиздат 1985.
)Поспелов Г.Е. Федин В.Т. Проектирование электрических сетей и систем. – Минск: «Высшая школа» 1978.
)Правила устройства электроустановок.Минэнерго СССР. – Москва: Энергоатомиздат 1985.
Список используемой литературы