Проектирование районной электрической сети

КУРСАЧ.doc

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ
БЕЛОРУССКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ
Кафедра «Электрические системы»
Энергетический факультет
По дисциплине «Электрические системы и сети»
на тему” Проектирование районной электрической сети”
Руководитель:В.Г. Прокопенко
Разработка 4–6 вариантов схемы сети ..
Выбор двух наиболее целесообразных
Выбор номинального напряжения вариантов марок и сечений проводов числа и мощности трансформаторов на подстанциях.
Разработка нормальной схемы электрической сети для каждого варианта
Технико–экономическое сравнение вариантов и выбор окончательного
Расчет электрических режимов: максимальных нагрузок минимальных и послеаварийного
Разработка мероприятий по регулированию напряжения
Разработка монтажных кривых .. .
Технико–экономические показатели ..
Краткая характеристика чертежей
Список использованных источников
В данном курсовом проекте будет произведено проектирование районной электрической сети. При проектировании будет использоваться программа RASTR. Проектирование будет состоять из следующих основных разделов:
- выбор наиболее рациональных вариантов схем электрической сети и электроснабжения потребителей;
- сопоставление этих вариантов по различным показателям ;
- выбор в результате этого сопоставления и технико-экономического расчёта наиболее приемлемого варианта;
- расчёт характерных режимов работы электрической сети;
- решение вопросов связанных с регулированием напряжения;
- определение технико-экономических показателей электрической сети.
В задании на проектирование предоставлены все необходимые данные для проектирования в том числе расположение потребителей их максимальные мощности расположение и мощности генерирующих узлов.
Разработка 4–6 вариантов схемы сети.
Для построения рациональной конфигурации сети применяем повариантный метод согласно которому для заданного расположения потребителей намечается несколько вариантов и из них на основе технико-экономического сравнения выбирается лучший.
Рисунок 1-1 Шесть вариантов схемы сети
Выбор двух наиболее целесообразных.
Выбор двух наиболее целесообразных вариантов производим по требованиям предъявляемым к питанию электроприемников. Прежде всего электроприемники 1 и 2 категории должны получать питание от двух независимых источников в этом случае при выходе одной питающей линии потребитель питается по одной линии потребители 3 категории от одного источника. Электрическая сеть должна обладать минимальной длинной линий. Принимаемая схема должна быть удобной и гибкой в эксплуатации желательно однородной такими качествами обладают многоконтурные схемы одного номинального напряжения. Отключение любой цепи в такой схеме сказывается в незначительной степени на ухудшении режима работы сети в целом.
Оценив исходные варианты рис.1 для дальнейшего расчета принимаем 2 варианта
Рисунок 2-1 Две наиболее целесообразные схемы сети
Выбор номинального напряжения вариантов марок и сечений проводов числа и мощности трансформаторов на подстанциях.
Для выбора электрического оборудования производим предварительный расчет по программе RASTR со следующими допущениями: напряжение принимаем 330 кВ удельное активное сопротивление проводов 02 Омкм удельное реактивное сопротивление проводов 0.4 Омкм узел А-балансирующий(7) узел В-8.
Реактивные мощности в узлах нагрузки рассчитываем по формуле:
Исходные данные для расчета сведены в таблицу 3-1 и таблицу 3-2.
Таблица 3-1 Данные по линиям
Таблица 3-2 Данные по узлам
Результаты расчета потокараспределения заносим в таблицу 2.
Таблица 3-3 Результаты расчёта по программе RASTR (вариант 1)
Продолжение таблицы 3-3
Таблица 3-4 Результаты расчёта по программе RASTR (вариант 2)
Номинальное напряжение выбираем по рисунку 29 страница 45 [1] данные заносим в таблицу 3-5.
Таблица 3-5 Выбор номинального напряжения сети
Выбор сечения проводов по экономической плотности тока.
Определяем средневзвешенное значение времени использования наибольшей нагрузки:
где Тi–время максимальной нагрузки i–го потребителя
Рi–максимальная активная нагрузка i–го потребителя.
По параметру Тср из таблицы 5.1 страница 96 [1] принимаем расчётное значение экономической плотности тока jэ=11 Амм2.
Экономическое сечение провода вычисляется по формуле:
где Imax–максимальный ток протекающий в нормальном режиме который определяется:
Полная мощность режима:
Максимальные токи в аварийном режиме находим по программе RASTR отключая поочерёдно линии и находя в неотключённых линиях максимальный ток.
Расчет токов нормального и аварийного режима сводим в таблицу 3-6.
Проверяем полученные сечения по условиям возникновения короны. Определим критические напряжения:
Uкр=846×m0×mn×d×r×lgDr(3.5)
где m0 - коэффициент по которому учитывается состояние поверхности провода;
mn - коэффициент согласно которому учитывается состояние погоды;
D – расстояние между осями проводов линии;
d находим по формуле:
При m0=085; mn=1; b=76 см рт. ст; t=25oC d»1.
Для того чтобы сечение провода проходило по условию возникновения короны необходимо соблюдение условия:
Если условие Imax авар ≤Iдоп соблюдается то оставляем сечение провода принятое по методу экономической плотности тока. Если условие не соблюдается то увеличиваем сечение провода до выполнения этого условия.
Таблица 3-6 Максимальные токи линий при нормальном и аварийном режиме
Сечение провода выбираем по таблице 1.3 страница 284[1].Выбор сечений проводов представлен в таблице 3-7.
Таблица 3-7 Выбор проводов
ток послеавар. реж I кА
Расчётное сечение провода F мм2
мощности нагрева (авар.реж)
Рассчитываем сопротивления R X и проводимости В по формулам:
где r0x0 b0 выбираем по таблице 1.1 страница 282 [1].
Параметры выбранных сечений проводов представлены в таблице 3-8.
Таблица 3-7 Параметры сечений и линий
Продолжение таблицы 3-7
Выбираем трансформаторы учитываем что потребители I и II категории должны питаться не менее чем от двух трансформаторов. С учётом допустимых перегрузок мощность каждого трансформатора из двух рассматриваемых:
Sтр≥Sн(2·1.4).(3.11)
Для потребителей III категории устанавливаем один трансформатор мощностью:
Выбор количества и мощностей трансформаторов на подстанциях представлен в таблице 3-8. Каталожные данные трансформаторов приведены в таблице 3-9.
Таблица 3-8 Результат выбора трансформаторов
Максимальная нагрузка
Категории потребителей
Тип и мощность выбранных
Таблица 3-9 Каталожные данные трансформаторов
Тип и мощность трансформаторов
Пределы регулирования
Разработка нормальной схемы электрической сети для каждого варианта.
При выборе схемы подстанции следует учитывать число присоединений (линий и трансформаторов) требования надежности электроснабжения потребителей и обеспечения пропуска через подстанцию перетоков мощности по межсистемным и магистральным линиям возможности перспективного развития. Одновременно следует стремиться к максимальному упрощению схемы подстанции. Значительную долю в стоимости подстанции составляет стоимость выключателей. Поэтому прежде всего надо рассмотреть возможность отказа от применения большого числа выключателей на стороне высшего напряжения подстанции.
Рисунок 4-1 Вариант 1 схемы сети
Рисунок 4-2 Вариант 2 схемы сети
Технико–экономическое сравнение вариантов и выбор окончательного.
Сопоставляемые варианты электрической сети отличаются друг от друга конфигурацией схемы сети числом цепей марками и сечениями проводов и протяженностью линий на отдельных участках типом подстанций в одноименных узлах. У них могут быть различия в номинальных напряжениях надежности электроснабжения величине напряжений в узлах и т.п. В силу этих обстоятельств у рассматриваемых вариантов будут неодинаковые потери мощности и электроэнергии. Для их осуществления потребуются разной величины капитальные затраты.
Стоимость линии рассчитываем по формуле:
где j — номер линии;
K0j — удельная стоимость линии j–ой линии тыс. у.е.км; находим по таблице IV.2 странице 297[1];
Lj — протяжённость j–ой линии км.
Отчисление на амортизацию текущий ремонт и обслуживание принимаем Рл=0028 по таблице 8-2 странице 255 [2]
Расчёт стоимости линий представлен в таблице 5-1.
Таблица 5-1 Стоимость линий
Удельная стоимость тыс. уекм
Стоимость подстанций рассчитываем по формуле:
Ктр по таблице V.4. страница 299 [1];
Кпост – постоянная часть затрат в i-ую подстанцию тыс. у.е. эта часть затрат зависит от типа подстанции по таблице V.7 страница 300 [1]
Кяi – стоимость ячейки одного выключателя на i–ой подстанции тыс. у.е. по таблице V.2 страница 298[1].
Отчисления на амортизацию текущий ремонт и обслуживание подстанций принимаем Рп=0094 по таблице 8-2 страница 255[2].
Расчёт стоимости подстанций представлен в таблице 5-2.
Таблица 5-2 Стоимость подстанций
Стоимость РУ тыс. уе ×кол-во РУ
Стоимость тр-ра тыс. уе ×кол-во тр-ров
Постоянная часть затрат тыс. уекм
Рассчитываем для каждого варианта капиталовложения по формуле:
Для варианта 1: К=379926+2815=661426 тыс. у.е.;
Для варианта 2: К=368919+3000=668919 тыс. у.е.
Годовые эксплутационные расходы
где Гэл – годовые эксплутационные расходы в линиях;
Гэ пст – годовые эксплутационные расходы на подстанциях.
Гэл=Кл×Рл+SDЭл×b(5.6)
где DЭл – потери электроэнергии за год;
Время максимальных потерь:
Стоимость 1 кВт×ч потери электроэнергии b принимаем по данным функции времени потерь t по рисунку 8-1 страница 257 [2]: b=0017 тыс. у.е.МВт×ч.
Гэл=379926×0028+53676×0017=19763 тыс. у.е. в год
Гэл=369819×0028+50779×0017=18962 тыс. у.е. в год
Годовые эксплутационные расходы на подстанциях:
Гэ пст =Кп×Рп +S(DЭ пст×b0)(5.9)
Расчеты b0 t DЭпст для подстанций приведены в таблице 5-3.
Таблица 5-3 Показатели подстанций
Гэ пст=2815·0094+(2167·00255+4476·00215+527·0019+6658·0018+
+8124·0015+9927·00115)=3251 тыс. у.е. год
Гэ=19763+3251=52273 тыс. у.е. год
Гэ пст=3000·0094+(2167·00255+4476·00215+527·0019+6658·0018+
+8124·0015+9927·00115)=3425 тыс. у.е. год
Гэ=18962+3425=53212 тыс. у.е. год
Рассчитываем приведенные затраты по формуле:
Для варианта 1: З=012·661426+52273=131641 тыс. у.е.
Для варианта 2: З=012·668919+53212=13348 тыс. у.е.
Таким образом З1З2 значит для дальнейшего расчёта выбираем схему варианта 1 т.к. она является более выгодной (отличие на 143 %).
Расчет электрических режимов: максимальных нагрузок минимальных и послеаварийного.
Расчет производим по программе RASTR по фактическим параметрам элементов схемы.
Режим максимальных нагрузок.
Таблица 6-1 Расчёт режима максимальных нагрузок
Режим минимальных нагрузок.
Таблица 6-2 Расчёт режима минимальных нагрузок
Послеаварийный режим нагрузок.
Таблица 6-3 Расчёт послеаварийного режима нагрузок
Рисунок 6-1 Режим максимальных нагрузок
Рисунок 6-1 Режим минимальных нагрузок
Рисунок 6-1 Послеаварийный режим нагрузок
Разработка мероприятий по регулированию напряжения.
Обеспечение потребителей требуемым качеством электроэнергии заключается в поддержании требуемого напряжения с возможностью его регулирования. В качестве специальных средств регулирования напряжения прежде всего могут быть использованы трансформаторы с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН). Если с их помощью невозможно обеспечить удовлетворительные величины напряжений следует рассмотреть целесообразность установки статических конденсаторов или синхронных компенсаторов.
Определяем падение напряжения в трансформаторах по формуле:
DU=(Рн ×Rт+Qн ×Хт)U(7.1)
где Рн Qн – активная и реактивная мощности нагрузки в узлах
Rт Хт – полные активное и реактивное сопротивления трансформаторов на подстанции
U – напряжение в данном узле рассчитанное на по программе RASTR.
Напряжение в узле с учетом потерь в трансформаторе будет определено следующим образом:
Напряжение ответвления определяется по формуле:
Uотв=(U’×UннUж).(7.3)
где Uнн – напряжение на низкой стороне трансформатора;
Uнж – желаемое напряжение на низкой стороне трансформатора. Для режима максимальных нагрузок и послеаварийного режима Uнж=105 кВ. Для режима минимальных нагрузок Uнж=10 кВ.
По рассчитанному напряжению ответвления определяем ближайшее стандартное ответвление Uотв.ст. по таблице 6.1 страница 115[1].
По стандартному напряжению ответвления рассчитываем действительное напряжение на низкой стороне трансформатора:
Uнд=U’×UннUoтв.ст(7.4)
Определяем разницу между фактическим напряжением и желаемым напряжением на низкой стороне:
U=((Uнд–UнжUнж))×100 %(7.5)
Далее определяем необходимую добавку напряжения по таблице II2 страница 287 [1].
Результаты расчетов приведены в таблицы 7-1.
Таблица 7-1 Данные по регулированию напряжения трансформатора Uотв=(U’×UннUж).
Режим максимальных нагрузок
Режим минимальных нагрузок
Послеаварийный режим
Разработка монтажных кривых.
Нагрузка от собственной массы провода вычисляется в зависимости от материала провода и его конструкции:
где Go – масса провода Go=274 кгкм по таблице 7.1 страница 228 [2]
g - ускорение свободного падения g=98×10–3
S - суммарная площадь поперечного сечения наиболее встречающегося сечения
g1=274×98×10– 3 793=00034 даН(м×мм2)
Нагрузку от массы гололеда определяют исходя из условия что гололедные отложения имеют цилиндрическую форму плотностью go = 09 гсм2:
g2=(×b×(d+b)×go×g)S(8.2)
где d – диаметр провода d =114 мм
b - толщина стенки гололеда принимаемая в зависимости от климатического района по гололеду и номинального напряжения линии b=10 мм. По таблице 2.5.3 страница 222 [6].
g2=(×10×(114+10)×09×98×10– 3)793=00075 даН(м×мм2)
Нагрузка от собственной массы провода и массы гололеда направлена вертикально и определяется по формуле:
g3=00034+00075=00109 даН(м×мм2)
Нагрузка от давления ветра при отсутствии гололеда рассчитывается согласно выражению:
g4=a×Сх×d×q×sinjS(8.4)
где - угол между направлением ветра и проводами линий в расчетах принимается равным 90
q – скоростной напор ветра q=40 кгм2 По таблице 2.5.1 страница 220 [6]
Сx – аэродинамический коэффициент равен 12
- коэффициент которым учитывается неравномерность скорости ветра по длине пролета равен 07.
g4=07×12×114×40×sin90793=00044 даН(м×мм2)
Нагрузка от давления ветра при наличии гололеда рассчитывается аналогично но с учетом увеличения площади боковой поверхности провода из-за гололеда:
g5=a×Сх×(d+2b)×q×sinjS(8.5)
g5=07×12×(114+2×10)×40×025793=00033 даН(м×мм2).
Суммарная нагрузка от собственной массы проводов и от давления ветра (при отсутствии гололеда) составляет:
Суммарная нагрузка от собственной массы провода от гололеда и давления ветра равна:
Результаты расчета сводим в таблицу 8-1.
Таблица 8-1. Нагрузка проводов
Для каждой марки провода существует предел прочности превышение которого вызывает необратимые изменения механических свойств провода. Напряжения в проводе не должны быть меньше допустимых при трёх наиболее опасных условиях-при наименьшей температуре; -при наибольшей нагрузке; -при среднеэксплуатационных условиях. С помощью трёх критических пролётов определяют какой из трёх указанных условий нужно принимать в качестве исходного условия в уравнении состояния провода.
Первый критический пролет – это пролет такой длины при которой напряжение в проводе в режиме среднегодовой температуры равно допустимому при среднегодовой температуре sэ а в режиме низшей температуры - допустимому напряжению при низшей температуре s-. Выражение для первого критического пролёта:
где t- - температура в режиме низшей температуры принимаем равным –35 oС;
tМ - температура в режиме высшей температуры принимаем равным +40 oС;
tэ – среднегодовая температура принимаем 10 oС;
b - значение обратное модулю упругости 1Е E=7700 даНмм2
sпр=27 даНмм2; sг =s-=sma sэ =03sпр;
a - температурный коэффициент линейного удлинения провода a=198×10-6 1оС.
Определяем допустимые напряжения:
sг =045×27=1215 даНмм2;
Второй критический пролет – это пролет при котором напряжение в проводе при наибольшей нагрузке равно допустимому напряжению при наибольшей нагрузке sг а в режиме низшей температуры – допустимому напряжению при низшей температуреs-:
где tг - температура в режиме максимальной нагрузки принимаем равной –5оС
gг – удельные нагрузки принимаем gг=g7.
Третий критический пролет – это пролет при котором напряжение при среднегодовой температуре достигает допустимого при среднегодовой температуре sэ а в режиме максимальной нагрузки равно допустимому при максимальной нагрузке sг.
Т.к. (l1k >l2k >l3k) то при 1=250>l2K за исходный принимается режим максимальных нагрузок.
Расчет монтажных кривых ведется исходя из уравнения состояния провода:
После преобразования получим:
Стрелу провеса определим по формуле:
Задаваясь различными значениями температуры t вычислим значения s а по ним – f и Т. Определяем значения напряжения и стрелы провеса рассчитываем натяжение провода для различных температур. Данные результатов расчетов сводим в таблицу 8-2. по данным таблицы строим монтажные кривые.
Таблица 8-2 Расчёт проводов
Рисунок 8-1 Монтажные кривые. Зависимость F(t)
Рисунок 8-2 Монтажные кривые. Зависимость T(t)
Разработанная схема электрической сети обеспечивает требуемое качество электроэнергии у потребителей.
Технико–экономические показатели.
Рассчитываем следующие обобщенные данные:
Номинальное напряжение сети Uн=110 кВ.
Передаваемая активная мощность:
где Pi – активная мощность i – го потребителя.
SР=9+14+18+21+26+30=118 МВт.
Передаваемая электроэнергия:
где Tmaxi – время использования максимальной нагрузки i – го потребителя.
SЭ=9·3000+14·3500+18·4000+21·4500+26·5200+30·5800=551700 МВт×ч.
Потери мощности (по линиям и трансформаторам раздельно):
DР=DРн+DРо=DРнлэп+DРнтр+DР0лэп+DР0отр(9.3)
DРн - нагрузочная составляющая потерь в линиях и трансформаторах принимается по данным электрических расчетов режима максимальных нагрузок.
DРо - потери холостого хода в линиях электропередачи на корону (учитывается при напряжении 220 кВ и выше) и в стали трансформаторов.
DР=1685+0272+0415=2372 МВт.(9.4)
Потери электроэнергии (по линиям и трансформаторам раздельно):
DЭ=DЭнлэп+DЭнтр+DЭо(9.5)
где DЭнлэп–нагрузочная составляющая потерь электроэнергии в линиях электропередачи
DЭнтр – нагрузочная составляющая потерь электроэнергии в трансформаторах
DЭо – составляющая потерь холостого хода.
DЭ=53676+36354+23827=113857 МВт×ч.
Капитальные затраты:
К=379926+2815=661426 тыс. у.е.
Годовые эксплутационные расходы:
З=012·661426+52273=131641 тыс. у.е.
Стоимость передачи электроэнергии:
С=136141551700=000247 тыс.у.е.кВт×ч.
Себестоимость передачи электроэнергии
С=52273551700=0001 тыс.у.е.кВт×ч.
Рассчитанные технико-экономические показатели приведены в таблице 9-1.
Таблица 23. Технико-экономические показатели.
В результате проведённой работы была спроектирована районная электрическая сеть с номинальным напряжением 110 кВ. При выборе варианта сети (рассматривалось два варианта сети) были рассчитаны технико-экономические показатели (для обоих вариантов) и на основании результата их сравнения была окончательно выбрана схема сети. Также были рассмотрено изменение основных показателей сети при различных режимах работы. В целом о сети можно судить по технико-экономическим показателям которые рассчитаны и приведены в пункте 9 данного проекта а также приведены в графической части материала.
Краткая характеристика чертежей.
Графическая часть проекта состоит из двух листов. На первом листе показаны схемы электрических соединений двух вариантов проектируемой сети. На втором листе показаны режимные схемы окончательно выбранного варианта сети таблица технико-экономических показателей и монтажные кривые.
Список использованных источников.
Поспелов Г.Е. Федин В.Т. Электрические системы и сети. Проектирование: Учеб. пособие для вузов. - 2-е изд.. испр. и доп. - Мн: Высш. шк. 1988. - 308с.:ил.
Справочник по проектированию электроэнергетических систем. В.В. Ершевич. А.Н. Зейлигер. Г.А. Илларионов и др.; Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. - 3-е изд.. перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат 1985. - 352 с.
Лычев П.В. Федин В.Г. Электрические системы и сети. Решение практических задач: Учебное пособие для вузов. -Мн. Дизайн ПРО 1997 -192с.:ил
Справочник по проектированию линий электропередачи М.Б. Крюков и др. Под ред. М.А. Реута и С.С. Рокотяна. 2-е изд. перераб. и доп.-М.: Энергия 1980.-296с.ил.
Монтажные таблицы сталеалюминевых проводов. Под. Ред. Г.Е.Поспелого .
Правила устройства электроустановок – М.: Энергоатомиздат 1985. – 640 с.

Лист_1.dwg

Номинальное напряжение сети
Передаваемая активная мощность
Передаваемая электроэнергия
Потери мощности в сети
Потери электроэнергии в сети
Годовые эксплутац. расходы
Стоимость передачи электроэнергии
Себестоимость передачи электроэнергии
Технико-экономические показатели
Режим максимальных нагрузок
Режим минимальных нагрузок
Аварийный режим нагрузок

Лист_2.dwg

Cхема электрических соединений
- потребители II категории
- потребители I категории
- потребитель III категории
Предварительные варианты