Проектирование районной электрической сети для электроснабжения промышленного района

Курсовой ЭЭСиС.docx

Нормативные требования по проектированию электрических сетей.3
Выбор конфигурации электрической сети.5
Определение номинального напряжения электрической сети.6
Выбор сечения проводов ЛЭП.11
Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанциях.14
Выбор схем электрических соединений на подстанциях.15
Расчет режимов электрической сети и выбор средств регулирования напряжения.21
1 Расчет режима наибольших нагрузок и выбор средств регулирования напряжения.21
2 Расчет аварийного режима и выбор средств регулирования напряжения.30
Основные технико-экономические показатели электрической сети.34
Цель проекта: Проектирование питающей электрической сети для электроснабжения промышленного района.
В ходе выполнения КП будут выбраны конфигурации электрической сети из требований надежности и географического расположения источника питания (А) и пунктов потребления электроэнергии.
Для намеченных вариантов сети с соответствующим обоснованием будут выбраны:
Номинальное напряжение электрической сети;
Сечение проводов ЛЭП;
Число и мощность трансформаторов на подстанциях;
Схем электрических соединений подстанции;
Экономически целесообразный вариант электрической сети.
В итого для выбранного варианта сети будет выполнен расчет режимов и определены основные технико-экономические показатели электрической сети.
Нормативные требования по проектированию электрических сетей.
В ходе проектирования электрической сети используется ряд нормативных документов:
Правила устройства электроустановок. Издание 7. М.: Изд-во НЦ ЭНАС 2006. 552с.
Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ (НТП ПС). СТО 56947007- 29.240.10.028-2009.
Нормы технологического проектирования воздушных линий электропередачи напряжением 35 – 750 кВ. СТО 56947007- 29.240.55.192-2014.
Нормы технологического проектирования электрических сетей сельскохозяйственного назначения. НТПС-88.
Электрические сети должны обеспечивать надежное электроснабжение потребителей и требуемое количество электроэнергии. При этом работа сетей должна соответствовать требованиям наибольшей экономичности. Это относится и к условиям проектирования и к условиям эксплуатации. Можно выделить пять основных требований к сетям:
Надежность работы.Вопрос о надежности электроснабжения потребителей возникает в связи с тем что практически все элементы сети с течением времени повреждаются. Повреждения могут происходить при повышении грозовой деятельности усиленных ветровых воздействиях тяжелых гололедных образованиях и т.п. Повышение надежности электроснабжения может обеспечиваться не только снижением повреждаемости и резервированием элементов сети но и другими способами которые могут оказаться более оправданными экономически. Для осуществления надежного электроснабжения кроме резервирования необходимы надежно действующие устройства релейной защиты и автоматики: АПВ – автоматического повторного включения АРВ – автоматического включения резерва АЧР – автоматической частотной разгрузки и др.
Качество электроэнергии.Каждый потребитель должен получать качественную электроэнергию. Это определяется основными показателями качества энергии: уровнем напряжения; уровнем частоты; симметрией трехфазного напряжения и формой кривой напряжения.
Качество электроэнергии в современных протяженных электрических сетях с большим количеством электроприемников зависит от многих условий работы сети. Оно оказывается практически различным в разных местах сети но может регулироваться применением специальных устройств.
Экономичность.Чтобы сеть была экономичной необходим выбор наиболее целесообразных конфигураций схем сети напряжений сечений проводов и т.д. Поэтому намечается ряд вариантов которые сравниваются между собой по установленному критерию называемому “приведенные затраты”. Этот критерий учитывает потери энергии капитальные вложения и ущерб. Вариант у которого приведенные затраты минимальные является оптимальным.
Безопасность и удобство эксплуатации.Для обеспечения безопасности персонала согласно Правилам технической эксплуатации (ПТЭ) применяют заземления ограждения сигнализацию специальную одежду и другие приспособления.
Кроме обеспечения безопасности должно быть предусмотрено также удобство эксплуатации: удобство различного рода переключений подхода к ремонтируемому оборудованию достаточного прохода для осмотров и т.д.
Возможность дальнейшего развития.Электрическая сеть вследствие увеличения нагрузок а также непрерывного появления новых потребителей все время находится в состоянии развития и реконструкции. Заменяются реконструируются линии и трансформаторные подстанции. Необходимо так проектировать электрическую сеть чтобы была возможность дальнейшего расширения без коренного переустройства сети.
Выбор конфигурации электрической сети.
По заданию курсового проекта в каждом пункте потребления электроэнергии есть потребители 1 2 категории. Для электроснабжения потребителей 1 2 категории необходимы два взаимно резервируемых источника питания. [1] Поэтому намечаются схемы с резервированными сетями. Возможные конфигурации схем отвечающие требованиям надежного электроснабжения приведены на рисунке 2.1.
Рис. 2.1 Схемы электрической сети.
Длина линий в вариантах электрической сети приведены в таблице 2.1.
Вариант конфигурации
Общая длина одноцепных линий км
Общая длина двухцепных линий км
Для проектирования сети выбираются следующие варианты:
а- так как данный вариант имеет наименьшую общую длину линий среди радиальных сетей;
б- так как в данный вариант имеет наименьшую общую длину линий среди сетей с кольцом. Линии выполняются одно цепными что снижает их стоимость. Питание выполнено двух цепными линиями что увеличивает надежность.
Дальнейший расчет ведется для выбранных конфигураций сетей.
Определение номинального напряжения электрической сети.
Номинальное напряжение электрической сети существенно влияет как на ее технико-экономические показатели так и на технические характеристики. Так например при повышении номинального напряжения снижаются потери мощности и электроэнергии т. е. снижаются эксплуатационные расходы уменьшаются сечения проводов и затраты металла на сооружение линий растут предельные мощности передаваемые по линиям облегчается будущее развитие сети но увеличиваются капитальные вложения на сооружение сети. Сеть меньшего номинального напряжения требует наоборот меньших капитальных затрат но приводит к большим эксплуатационным расходам из-за роста потерь мощности и электроэнергии и кроме того обладает меньшей пропускной способностью.
Номинальные напряжения электрических сетей в Кыргызстане составляют следующий ряд: 6 10 35 110 220 и 500 кВ.
Напряжение сети определяется по формуле Илларионова [4] которая дает удовлетворительные результаты для всей шкалы номинальных напряжений от 35 до 1150 кВ.
где - длина линии в (км) - мощность протекаемая по линии в (МВт).
Найденное напряжения округляется до ближайшего наибольшего номинального значения.
Для двухцепных линий имеем
где - мощность протекаемая по одной ветке линии.
Для определения номинального напряжения определяются перетоки активной мощности без учета потерь и считаем сети однородными в конфигурациях приведенных на рисунках 3.1 3.2.
Расчет полной мощности для рис. 3.1 производится аналогично расчету активной мощности.
Расчет напряжений на участках для схемы приведенной на рисунке 3.1.
Расчет перетоков активной мощности для схемы на рис. 3.2.
Расчет перетоков полной мощности производится аналогично расчету активной мощности для схемы на рис. 3.2.
Аналогично проводится расчет напряжений на участках для схемы приведенной на рисунке 3.2.
Рассчитанные значения перетоков мощностей и напряжений для схемы на рис. 3.1 сведем в таблицу 3.1.
Переток мощности МВт
Переток мощности МВА
Расчетное напряжение
Рассчитанные значения перетоков мощностей и напряжений для схемы на рис. 3.2 сведем в таблицу 3.2.
Выбор сечения проводов ЛЭП.
Выбор сечений проводов ЛЭП 35-220 кВ производиться по экономическим интервалам и по экономической плотности тока. [1]
Найденное сечение округляется до ближайшего наибольшего из стандартного ряда с учетом рекомендаций ПУЭ по ограничению коронного разряда. Для линий 110 кВ минимальное сечение провода 70 мм2
где -расчетный ток (А) - переток мощности в линии (МВА) -номинальное напряжение линии (кВ) - количество веток в линии - экономическая плотность тока равная 11 Амм2[1] для времени использования максимальной нагрузки =4600 ч.
Выбранные сечения проверяются на нагрев в сравнении наибольшего тока в проводе с допустимым током:
где - наибольший ток в проводе - допустимый ток.
Расчетные сечения участков линий на рис 3.1.
Расчетные сечения участков линий на рис 3.2.
Определяется наибольший ток в линии для сравнения с допустимым током для выбранного сечения.
Наибольший ток для двухцепных линий при отключении одной из цепей.
где - мощность протекаемая в линии (МВА) - номинальное напряжение линии (кВ).
Наибольшие токи для сети на рис. 3.1.
Наибольшие токи для сети на рис. 3.2.
где МВА- наибольший переток мощности через линию при отключении 1-4.
где МВА- наибольший переток мощности через линию при отключении 1-2.
где - наибольший переток мощности через линию при отключении 1-2.
Расчетные значения для сетей сведем в таблицы где таблица 4.1 для сети на рис. 3.1 таблица 4.2 для сети на рис. 3.2.
Марки проводов принимаем по справочным данным [3].
Расчетное сечение мм2
Наибольший ток в линии А
Допустимый ток провода А
Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанциях.
По исходным данным курсового проекта на всех подстанциях имеются потребители 1 и 2 категории следовательно на подстанциях устанавливаются два трансформатора.
Мощность трансформаторов выбираем по условию [3]
где - максимальная потребляемая мощность на подстанции. Для автотрансформаторов определяется как сумма мощностей потребления на стороне НН.
Мощность трансформаторов для подстанций на рис. 3.1.
Аналогично определяются мощности трансформаторов для подстанций на рис. 3.2.
Найденные мощности трансформаторов сводятся в таблицы 5.1 для рис. 3.1 в таблицу 5.2 для рис. 3.2.
Типы трансформаторов принимаем по справочным данным [3].
Мощность нагрузки МВА
Расчетная мощность тр-ра МВА
Выбор схем электрических соединений на подстанциях.
Основные требования к схемам электрических соединений подстанций:
Надежное питание присоединенных потребителей;
Надежность транзита мощности через ПС;
Простота экономичность гибкость схемы;
Дальнейшее развитие.
Схемы электрических присоединений ПС выбираются с использованием типовых схем РУ 35-750 кВ с учетом напряжения на подстанции типа подстанции количества присоединяемых линий. [2]
На всех подстанциях на РУ НН выбирается схема 9 – одна секционированная система шин.
Выбранные схемы соединений сводим в таблицу 6.1 для рис. 3.1 в таблицу 6.2. для рис. 3.2.
-одна секционированная система шин с обходной
-одна секционированная система шин с обходной
Н-два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой
Н мостик с выключателями а цепях линий
Выбор экономически целесообразного варианта электрической сети.
Экономически целесообразный вариант сети определяется по экономическому критерию – минимум приведенных расчетных затрат при одинаковой надежности сравниваемых вариантов сети.
Принимаем что сеть строится в течении одного года. Тогда приведенные затраты определяются по формуле.
где – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений (принимается равным 012) по справочным данным [3]; – капитальные вложения (сом); – эксплуатационные расходы (издержки) (сом).
Значения капитальных вложений для сооружения сети:
где - капитальные вложения на сооружение линий (сом):
- удельные капитальные вложения на линии (сомкм); - длина линии (км);
- капитальные вложения на сооружение подстанций (сом):
- постоянная часть затрат по подстанции принимается в зависимости от напряжения подстанции и схемы электрических соединений на стороне ВН [3]; - сумма расчетных стоимостей трансформаторов подстанций; - стоимость распределительного устройства на стороне ВННН соответственно.
Если число подсоединяемых линий по подстанции больше двух то;
где - стоимость ячейки РУ - количество ячеек.
К установке на ОРУ применяются элегазовые выключатели.
Укрупненные показатели стоимости отдельных элементов сети берутся по справочным данным [3].
Эксплуатационные расходы необходимые для эксплуатации энергетического оборудования и сетей в течение одного года можно найти по формуле:
где - эксплуатационные расходы для линий (сомгод) - ежегодные отчисления на амортизацию текущий ремонт и обслуживание ЛЭП в относительных единицах (1год); - эксплуатационные расходы для подстанций (сомгод) - ежегодные отчисления на амортизацию текущий ремонт и обслуживание подстанций в относительных единицах (1год); - стоимость потерь электроэнергии (сомгод).
Ежегодные отчисления принимаются по справочным данным [3].
Значения амортизационных отчислений приведены в таблице 7.3.
где - стоимость потерь 1 кВт*ч электроэнергии (сом кВт*ч); – годовые потери электроэнергии (кВт*ч).
где - время наибольших потерь (ч) - полные потери мощности в электрической сети при наибольшей нагрузке.
где - время использования максимальной нагрузки (ч).
Потери в линиях электропередач:
где - сопротивление линии - удельное сопротивление принимается по справочным данным [3].
При расчете сравнения не учитываем линии А-1 трансформаторы РУ НН.
Расчетные параметры сводим в таблицу 7.4 для сети на рис. 3.1 в таблицу 7.5 для сети на рис. 3.2.
стоимость (кол-во ячеек)
Кап. затраты на одну ПС тыс.сом
Кап. затраты на все ПС тыс.сом
Издержки на все ПС тыс. сом
Кап. затраты на одну ЛЭП тыс.сом
Кап. затраты на все ЛЭП тыс.сом
Издержки на все ЛЭП тыс. сом
Потери одной ЛЭП кВт
Стоимость потерь ЭЭ тыс.сом
Общие кап. вложения тыс. сом
Общие издержки тыс. сом
Приведенные затраты тыс. сом
Основные показатели для сравнения приведены в таблице 7.6.
По минимуму приведенных затрат экономически целесообразным вариантом является вариант б на рисунке 21.
Расчет режимов электрической сети и выбор средств регулирования напряжения.
Расчет режимов выполняется для выбранного варианта сети приведенного на рис. 3.2.
Расчет режимов производится с целью определения уровней напряжений в узлах электрической сети. Найденные уровни напряжения сравниваются с допустимыми и определяются средства регулирования напряжения.
Основными этапами расчета и анализа режимов являются следующие:
Составление схемы замещения и расчет ее параметров;
Расчет установившихся режимов в нормальных и послеаварийных режимах;
Анализ уровней напряжений в узлах сети и выбор средств регулирования напряжения;
Результаты расчетов режима наибольших нагрузок наносится на схему сети с указанием уровней напряжений на шинах подстанций.
1 Расчет режима наибольших нагрузок и выбор средств регулирования напряжения.
Расчет установившихся режимов наибольших нагрузок выполняется для выбранного варианта сети с целью выявления уровней напряжения в узлах сети анализа их допустимости и выбора при необходимости средств регулирования напряжения.
Составим схему замещения сети (рисунок 8.1) и рассчитаем ее параметры в режиме максимальных нагрузок.
Рисунок 8.1. Схема замещения сети.
Расчет параметров схемы замещения производится по формулам приведенным ниже.
Активное сопротивление линий (Ом).
где - удельное активное сопротивление линии (омкм) - длина линии (км) - количество цепей в линии.
Индуктивное сопротивление линий (Ом).
где - удельное индуктивное сопротивление линии (омкм) - длина линии (км) - количество цепей в линии.
Зарядная мощность линий (МВар).
где – напряжение линии (кВ) - удельная емкостная проводимость (Смкм).
Рассчитанные параметры приведены в таблице 8.1.
Значения удельных индуктивных активных сопротивлений и удельной емкостной проводимости взяты по справочным данным [3] в зависимости от выбранных сечений проводов.
Активные и реактивные потери в трансформаторах определятся как:
где - количество трансформаторов на подстанции - потери КЗ в трансформаторах (кВт) - потребляемая мощность (МВА) - номинальная мощность трансформаторов (МВА) - напряжение КЗ трансформаторов (%) - активные и реактивные потери холостого хода трансформаторов (кВт кВар).
Значения определяются по справочным данным [3].Полученные данные сводим в таблицу 8.2.
Таблица 8.2. Параметры трансформаторов.
Расчет перетоков мощностей ведется от конца линии к питающей подстанции А. Причем считаем что напряжения во всех узлах равны номинальному.
Определим расчетные нагрузки на подстанциях:
Определим потоки мощностей в кольце 1-2-3-4 без учета потерь:
Определим потоки активных мощностей в кольце 1-2-3-4 без учета потерь:
Определим потоки реактивных мощностей в кольце 1-2-3-4 без учета потерь:
Точка потокораздела является точка 3 по которой производится разрез(рис.8.2)
Рисунок 8.2. Схема замещения сети.
Мощность в конце линии 3-4.
Мощность в начале линии 3-4.
Мощность в конце линии 4-1.
Мощность в начале линии 4-1.
Мощность в конце линии 3-2.
Мощность в начале линии 3-2.
Мощность в конце линии 2-1.
Мощность в начале линии 2-1.
Мощность в конце линии 1-A.
Мощность в начале линии 1-A.
Определяем действительные напряжения в узлах сети.
Поперечная составляющая падения напряжения мала т.к. напряжение на всех участках сети 110 кВ. [4]
Продольная составляющая падения напряжения равна:
где - мощности протекающие в начале участка линии (МВт МВар) - найденное напряжение в начале участка линии (кВ).
По заданию в режиме максимальных нагрузок .
Напряжение в узле сети определяется как:
Найденные значения перетоков мощностей и падений напряжений сведем в таблицу 8.3.
Действительное напряжение на шинах низкого напряжения подстанций определяется:
где - низкое и высокое номинальное напряжение трансформаторов соответствующей подстанции. Определяется по справочным данным [3].
Найденные напряжения в узлах сети и на шинах НН подстанций сведем в таблицу 8.4.
Определяем количество отпаек на обмотках трансформатора для получения требуемого напряжения на шинах НН подстанций.
Количество отпаек определяется по формуле:
где - требуемый уровень напряжения на шинах НН ПС. По заданию КП требуемый уровень напряжения на шинах НН ПС в режиме максимальных нагрузок 105 кВ.
- изменение напряжение одной отпайки обмотки ВН (кВ).
где - процент изменения напряжения обмотки ВН при переключении на одну отпайку.
Полученное напряжение на шинах НН ПС.
Рассчитанные отпайки и полученные напряжения сведем в таблицу 8.5.
2 Расчет аварийного режима и выбор средств регулирования напряжения.
В аварийном режиме выходят из работы одна из цепей линия 1-4. Повреждения данных линий будет наиболее тяжелым случаем для работы рассматриваемой сети.
Расчетная схема приведена на рис. 8.3.
Рисунок 8.3. Расчетная схема при обрыве линии 1-4.
Активное сопротивление поврежденных линии будет отсутствовать.
Индуктивное сопротивление поврежденных линии будет отсутствовать.
Зарядная мощность линии будет отсутствовать.
Рассчитанные параметры линий сведены в таблицу 8.6.
Расчет перетоков мощностей и выбор средств регулирования напряжения в аварийном режиме аналогичен расчету режима максимальных нагрузок приведённого в пункте 8.1.
При расчете напряжений в узлах сети учитывается что по заданию КП напряжение на шинах источника питания в послеаварийном режиме а требуемый уровень напряжения на вторичных шинах подстанций 10 кВ.
Рассчитанные значения перетоков мощностей и падения напряжения сведены в таблицу 8.7.
Найденные напряжения в узлах сети и на шинах НН подстанций сведем в таблицу 8.8.
Рассчитанные отпайки и полученные напряжения сведем в таблицу 8.9.
Также тяжелым аварийном режимом работы будет случай обрыва одной цепи на линии А-Повреждения данных линий будет наиболее тяжелым случаем для работы рассматриваемой сети.
Активное сопротивление поврежденных линий (Ом).
Индуктивное сопротивление поврежденных линий (Ом).
Зарядная мощность поврежденных линий (МВар).
Расчетная схема соответствует рис. 8.2.
Значения удельных индуктивных активных сопротивлений и удельной емкостной проводимости взяты по справочным данным [3] в зависимости выбранных сечений проводов.
Рассчитанные параметры линий сведены в таблицу 8.10.
Рассчитанные значения перетоков мощностей и падения напряжения сведены в таблицу 8.11.
Найденные напряжения в узлах сети и на шинах НН подстанций сведем в таблицу 8.12.
Рассчитанные отпайки и полученные напряжения сведем в таблицу 8.13.
Основные технико-экономические показатели электрической сети.
К основным технико- экономическим показателям электрической сети можно отнести:
суммарные капиталовложения на сооружение ЛЭП и ПС;
суммарные ежегодные расходы на эксплуатацию;
себестоимость передачи электроэнергии по сети;
потери активной мощности от суммарной мощности потребителей;
потери энергии от полученной потребителями электроэнергии за год.
При определении полных капиталовложений на сооружение рассматриваемой сети и суммарных ежегодных расходов необходимо учесть все оборудование на подстанциях которое в пункте 7 не учитывалось.
В РУ НН на подстанциях принимаются к установке комплектные распределительные устройства К-59 АТ-У1 (ВВ-TEL). Справочные данные по КРУ взяты из [3].
Количество ячеек КРУ определяется:
где - мощность потребителя (МВА) - мощность передаваемая через одну ячейку (2.3 МВА).
Суммарные капиталовложения и ежегодные расходы на эксплуатацию (издержки) определяются по формулам приведенным в пункте 7. Рассчитанные параметры сведены в таблицу 9.1.
Потери на одной ПС кВт
Себестоимость передачи электроэнергии по сети определяется по формуле:
где - суммарные издержки (сом)- потребляемая энергия (кВт*ч) - суммарная максимальная мощность потребления (кВт) - время использования максимальной мощности потребления (ч).
- определены по заданию курсового проекта.
Потери активной мощности от суммарной мощности потребителей:
где - суммарные активные потери в сети (кВт) - суммарная максимальная мощность потребления (кВт).
Потери энергии от полученной потребителями электроэнергии за год:
где - время наибольших потерь (ч).
В ходе выполнения курсового проекта была запроектирована электрическая сеть кольцевого типа для электроснабжения промышленного района. Питание от головного участка осуществляется двухцепными линиями для обеспечения надежности электроснабжения потребителей. Были рассчитаны режимы работы сети в режиме максимальных нагрузок в после аварийном режиме при отключении одной из линий головного участка А-1 и при отключении линии 4-1. Были проведены мероприятия для обеспечения должного качества электроэнергии на шинах подстанций РУНН. В конечном итого были определены основные технико-экономические показатели выбранной кольцевой сети которые показывают рациональность использования данной сети.
Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35-750 кВ. Типовые решения. СТО 56947007-29.240.30.010-2008.
Электроэнергетические системы и сети. Проектирование электрической сети. Ю.П. Симаков А.Р. Байсалова. Бишкек: КРСУ 2015. 52 с.
В.И. Идельчик. Электрические системы и сети: учебник для вузов.
Методические указания к выполнению и оформлению дипломного проекта. Ю.П.Симаков М.К. Торопов. Бишкек: КРСУ 2011. 68с.