99215

Проектирование районное электрической сети

Курсовая

Энергетика

Для этого необходимо определить длину линии и соответствующие передаваемые мощности. Определим мощности передаваемые по двухцепным линиям: Экономически целесообразными напряжениями для соответствующих линий являются: Исходя из полученных результатов видно что выбранная схема электрической сети будет выполняться на напряжение...

Русский

2016-08-06

746.16 KB

0 чел.

Введение.

Проектирование электроэнергетических систем должно решать задачи формирования целесообразного комплекса электрических станций, линий электропередачи и понижающих подстанций, обеспечивающих высококачественное электроснабжение всех потребителей рассматриваемого региона. При этом современная трактовка “целесообразного” выполнения энергосистемы подразумевает не только экономическую эффективность ее осуществления, но и соответствия требованиям охраны природы и экологической среды человека, технической эстетики, учета развития, как  потребителей электроэнергии, так и иных факторов народного хозяйства. Понятия «качества электроснабжения», здесь подразумевается обеспечения обоснованной надежности  подачи электроэнергии потребителям, а так же соблюдения нормативных требований качества частоты переменного тока и ряда характеристик напряжения. В настоящее  время в нашей стране, как и в иных индустриально развитых странах большая часть электрических сетей указанного назначения осуществляется при напряжении классов 110-115 и 220–230кВ. Развитие современных электроэнергетических систем необходимо прогнозировать на 15–20 лет вперед. Планирование развития и проектирование конкретных электросетей районов осуществляется с прогнозом энергопотребления, электрических нагрузок, состава электростанций и т.п. на 10-15 лет. При этом неизбежна ограниченность достоверности указанных выше и иных исходных условий проектирования.

 Исходные данные

- Масштаб: в 1 клетке - 3 км;

- Коэффициент мощности на подстанции "А", отн.ед. 0,93;

- Напряжение на шинах подстанции "А", кВ:  ;

- Число часов использования максимальной нагрузки;

- Максимальная активная нагрузка на подстанции, МВт:,  , , .

- Коэффициенты мощности нагрузки на подстанциях имеют следующие значения: , , , .

Задание.

Спроектировать районную электрическую сеть на основании исходных данных.

Выбор рациональной схемы замещения.

Выбор номинального напряжения электрической сети

1 вариант:

                    

                                            Рис.1

Для выбранного варианта конфигурации электрической сети предварительно определим экономически целесообразное напряжение.

Для этого необходимо определить длину линии и соответствующие передаваемые мощности:

 ; ;;  

Определим мощности, передаваемые по двухцепным линиям:

          

Экономически целесообразными напряжениями для соответствующих линий являются:

         

         

         

Исходя из полученных результатов, видно, что выбранная схема электрической сети будет выполняться на напряжение

2 вариант:

                       

Рис. 3

Для выбранного варианта конфигурации электрической сети предварительно определим экономически целесообразное напряжение:

Для этого необходимо определить длину линии и соответствующие передаваемые мощности: ; ; ;;  ;Рассчитаем перетоки активных мощностей без учета потерь мощности.

А 9 13 А’

 РА-9 Р9-13 РА-13

 Р9 Р13

Экономически целесообразными напряжениями для соответствующих линий являются:

        

Исходя из полученных результатов, видно, что выбранная схема электрической сети будет выполняться на напряжение

Баланс активной и реактивной мощности

в электрической сети

Для дальнейших расчетов определим наибольшую реактивную нагрузку i-го узла [Мвар] и наибольшую полную нагрузку i-го узла [МВ·А]:

  ,                                                   (1)

  ,                                              (2)

где Рнб,i – максимальная активная нагрузка i- ого узла.

  

 

 

 

Так как мы рассматриваем электрическую сеть 110/10 кВ, то примем равным 1.

.

Суммарную наибольшую реактивную мощность, потребляемую с шин электростанции или районной подстанции, являющихся источниками питания для проектируемой сети, определим по формуле (2.3). Для воздушных линий 110 кВ в первом приближении допускается принимать равными потери и генерации реактивной мощности в линиях, т.е. 0.

Отсюда

Выбор типа, мощности и места установки

компенсирующих устройств

Полученное значение суммарной потребляемой реактивной мощности сравниваем с указанным на проект значением реактивной мощности , которую экономически целесообразно получать из системы в проектируемую сеть.

   ,                                       (3)

где - коэффициент мощности на подстанции “А”.

При в проектируемой сети должны быть установлены компенсирующие устройства, суммарная мощность которых определяется следующим образом:

Определим мощность конденсаторных батарей, которые должны быть установлены на каждой подстанции.

Для первой подстанции:

,   

  

Окончательное решение о необходимости конденсаторных батарей на каждой из подстанций принимается по большей из величин, которые были рассчитали выше. Выбирается тип и количество КУ, устанавливаемых на каждой подстанции.

                                                                                       Таблица 1

№ узла

Количество КУ

Тип КУ

1

4

УКPM – 10,5 – 4250 У3

6

2

УКPM – 10,5 – 4300 У3

9

4

УКPM – 10,5 – 4850 У3

13

4

УКPM – 10,5 – 2650 У3

Для 1-го узла:

Для 6-го узла:

Для 9-го узла:

Для 13-го узла:

Определим реактивную мощность, потребляемую в узлах из системы с учетом компенсирующих устройств:

   ,                                           (4)

где Qk,i – мощность конденсаторных батарей, которые должны быть установлены на каждой подстанции, Мвар.

Полная мощность в узлах с учетом компенсирующих устройств:

   ,                                            (5)

где Qi – реактивная мощность, потребляемая в узлах из системы с учетом компенсирующих устройств, Мвар.

Выбор силовых трансформаторов понижающих

подстанций

Количество трансформаторов выбирается с учетом категорийности потребителей по степени надежности. Так как, по условию курсового проекта, на всех подстанциях имеются потребители 1 категории и , то число устанавливаемых трансформаторов должно быть не менее двух.

В соответствии с существующей практикой проектирования и согласно ПУЭ, мощность трансформаторов на понижающих подстанциях рекомендуется выбирать из условия допустимой перегрузки в послеаварийных режимах до 30% в течение 2 часов.

Для ПС № 1:

Для ПС № 6:

Для ПС № 9:

Для ПС № 13:

Результаты выбора трансформаторов приведены в таблице 2.

Таблица 2

№ узла

Полная мощность в узле, МВ·А

Тип трансформаторов

1

30,54

6

15,25

9

28,115

13

17,64

Данные трехфазных двухобмоточных трансформаторов 110 кВ приведеные в таблице 3.

Таблица 3

Справочные данные

ТДН – 16000/110

16

25

40

Пределы регулирования

115

115

115

10,5

10,5

10,5

10,5

10,5

10,5

85

120

172

19

27

36

0,7

0,7

0,65

4,38

2,54

1,4

86,7

55,9

34,7

112

175

260

Выбор сечения проводников воздушных

линий электропередачи

Определим распределение полной мощности (без учета потерь в линиях) в проектируемой сети.

Схема№1:

Рассмотрим двухцепные линии:

Схема №2:

Рассмотрим линию с двухсторонним питанием (А-13-9-А) (рис. 4)            

А 13 9 А

 SA-13 S9-13 SA-9

                                          Sp13                   Sp9

                                         Рис. 4

 

По первому закону Кирхгофа определим переток мощности :

Рассмотрим двухцепные линии

Расчетную токовую нагрузку определим по формуле:

   ,                                                (6)

где αi – коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии, для линий 110 – 220кВ принимается равным 1,05;

- коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии Тмах.

В нормальном режиме работы сети наибольший ток равен:

                                        (7)

Схема №1: Расчетная токовая нагрузка линии А – 6в нормальном режиме:

 

В линии 6–1:

 

В линии А–9:

 

В линии A13:

Схема №2:

Расчетная токовая нагрузка линии А – 9 в нормальном режиме:

 

 

В линии 1 – 6’:

 

В линии A – 13:

 

В линии А – 6':

В линии 6' 6:

В линии 9 13:

Исходя из напряжения, расчетной токовой нагрузки, района по гололеду, материала опор и количества цепей в линии выбираются сечения сталеалюминиевых проводов. Для линии 110кВ наименьшее сечение сталеалюминиевого провода равно 120 мм2. Использование проводов сечением 70 мм2 и 95 мм2, экономически невыгодно и нецелесообразно. Так, схема №1  для линии А – 9 выбираем АС – 120/19;

Для: А – 13 АС – 120/19;

Для: A – 6 АС – 120/19;

Для: 6 – 1 АС – 120/19.

Схема №2   

Для: А – 9 АС – 240/32;

Для : A – 13 АС – 240/32;

Для : 9 – 13 АС – 185/29;

Для : A – 6' АС – 150/24;

Для : 6' – 1 АС – 120/19;

Для : 6' – 6 АС – 120/19.  

Проверка выбранных сечений по допустимому нагреву осуществляется по формуле:

                                             (9)

где - наибольший ток в послеаварийном режиме, А;

- допустимый ток по нагреву, А

Наибольшая токовая нагрузка в послеаварийном режиме будет иметь место при отключении одной цепи линии.

Схема №1:

Рассмотрим двухцепные линии:

- обрыв линии А – 9:

- обрыв линии А – 13:

 

 

- обрыв линии А – 6:

 

- обрыв линии 61:

Линия

А-9

А-13

А-6

6-1

50,36

33,18

86,11

57,44

Марка провода

АС-120/19

АС-120/19

АС-120/19

АС-120/19

100,715

63,19

164,02

109,03

390

390

390

390

Схема №2:

- обрыв линии А – 13:

 

 

- обрыв линии А – 9:

 

 

- обрыв линии 913:

 

 

Рассмотрим двухцепные линии:

- обрыв линии А – 6':

 

- обрыв линии 6'-1:

 

- обрыв линии 6'-6

 

Линия

А-6’

6-6’

6’-1

А-9

A-13

9-13

78,105

26.01

52,09

187,18

125,02

4,65

Марка провода

АС-150/24

АС-120/19

АС-120/19

АС-240/32

АС-240/32

АС-185/27

395,97

395,97

229,81

401,76

161,03

240,72

450

390

390

605

605

520

При сравнении наибольшего тока в послеаварийном режиме с длительно допустимым током по нагреву выполняется неравенство (9) и, следовательно, выбранные провода удовлетворяют условию допустимого нагрева в послеаварийном режиме.

 

Выбор схем электрических подстанций

Применение схем распределительных устройств (РУ)

на стороне ВН

Схема №1:

Для ПС №1, №9 и №13 выбирают схемы «два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий».

Для ПС №6 выбираем схему «одна рабочая секционированная и обходная система шин»

Для центра питания А выбирают схему «две рабочие и одна обходная системы шин».

Схема №2:

Для ПС №1 и №6 выбирают схемы «два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий».

        Для ПС №9 и №13 выбирают схемы «мостик с выключателем в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий»

Для центра питания А выбирают схему «две рабочие и одна обходная системы шин».

Расчет технико-экономических показателей

районной электрической сети

Определим суммарные капиталовложения (К) на сооружение ЛЭП (КЛЭП) и подстанций (КПС):

К=КЛЭППС;

КПС=КОРУТРПОСТ.ЗАТР,

Схема №1:

Схема №2:

Определим объем реализованной продукции:

где b – тариф отпускаемой электроэнергии (b≈2,5руб./кВт∙ч);

Tmax – число часов использования максимальной нагрузки Tmax=5100ч/год);

Nчисло подстанций.

Определяем суммарные издержки:

 Схема №1:

                   

Схема №2:

Определим время наибольших потерь τ

Определим общие потери электроэнергии ΔWобщ

Схема №1

Схема №2

Определим налог на прибыль:

Н=0,22·П,

где П – прибыль.

          

                     

Рентабельность:

,

Срок окупаемости:

,

где Пч – величина чистой прибыли.

Приведенные затраты:

Определив и проанализировав технико-экономические характеристики двух вариантов районных электрических сетей, выбираем наиболее экономичный и выгодный вариант.  В моем случае это: схема №1. Дальнейшие расчеты ведутся только для выбранного варианта РЭС.

Расчет режимов сети.

Максимальный режим.

Определение расчетной нагрузки ПС и расчет

потерь в трансформаторах.

Расчетная нагрузка ПС определяется по формуле:

  ,                        (10)

где   нагрузка i-ой ПС;

  потери полной мощности в трансформаторе, МВА;

реактивные мощности, генерируемые в начале линии da и конце линии ab, Мвар.

Емкостные мощности линий определяются по номинальным напряжениям:

  ,                                                   (11)

  ,                                                   (12)

где   емкостные проводимости линий.

Для одноцепных линий емкостная проводимость определяется следующим образом:

      ,                                                         (13)

где   удельная емкостная проводимость линии, исходя из марки провода), см/км;

  длина линии, км.

Для двухцепных линий:

                                                               (14)

Определим потери мощности в трансформаторе согласно выражениям:

  ,                                         (15)

  ,                                 (16)

где k – количество одинаковых трансформаторов ПС;

полная мощность i-ой ПС;

, , ,   справочные данные.

Потери полной мощности в трансформаторе определяются по формуле:

   .                                         (17)

Для ПС № 13 ():

 

.

Для ПС № 1 ():

.

Для ПС № 9 ():

.

Для ПС № 6 ():

 

.

Определим расчетные нагрузки соответствующих ПС:

ПС №1:

ПС№6:

ПС№13:

ПС№9:

       

Расчет перетоков мощностей с учетом потерь в линии.

Линия

Марка провода

, Ом

А – 6

АС – 120/19

61

АС – 120/19

А – 9

АС – 120/19

А – 13

АС – 120/19

Для линии А – 6 – 1:

 A ΔSz,A-6      6   ΔSz,6–1       1      

 SнА-6   SкА-6    Sн6-1          Sк6-1          

      SА-6 Sр6 S6-1     Sр1         

Нагрузка в узле 6:

Потери мощности в линии А – 6:

Мощность в начале линии А – 6:

Нагрузка в узле 1:

. 

Нагрузка в узле 9:

. 

Нагрузка в узле 13:

.

Определение значения напряжения в узловых точках

(в точках на стороне ВН) в максимальном режиме.

Для ПС № 1:

;

Для ПС № 6:

;

 

Для ПС 9:

Регулирование напряжения в электрической сети в максимальном режиме.

На подстанциях 1,9 и 13 установлены трансформаторы с расщепленными обмотками, поэтому определяется по формуле:

        ,             (21)

где               ;                                           (22)

  ;                                        (23)

  ;                                             (24)

  ;                                                (25)

  ,                                (26)

где

 ;                      (27)

    

  .                                         (28)

Используя вышеприведенные формулы (21)-(28), определим соответствующие показатели для всех подстанций.

:

;

;

:

;

;

;

:

;

;

;

Ответвление регулируемой части обмотки, обеспечивающее желаемое напряжение на шинах низшего напряжения :

Для ПС № 1:

, округляем

Действительное напряжение на шинах низшего напряжения подстанций:

Рассчитаем отклонение напряжения на этих шинах от номинального напряжения ():

Для ПС № 6:

, округляем .

Для ПС № 9:

, округляем .

Для ПС № 13:

, округляем .

Результаты расчета запишем в таблицу4.

Таблица 4

№ ПС

1

109,774

-4,99

-5

11,002

10,02

6

112,980

-3,496

-3

10,897

8,975

9

110,320

-4,736

-5

11,057

10,567

13

108,144

-5,75

-6

11,055

10,547

Послеаварийный режим.

Послеаварийный режим.

Определим расчетную мощность подстанции:

Двухцепные линии:

Для линии А – 9:

.

;

;

;

.

Для линии А – 13:

.

;

;

;

.

Для линии 6 – 1:

.

;

;

;

.

Для линии A – 6:

.

;

;

.

Определение значения напряжения в узловых точках в послеаварийном режиме

Напряжение в точках 1, 6, 13 определяется подобным образом, с учетом соответствующих линий:

        

        

        

Регулирование напряжения в электрической сети в

послеаварийном режиме

        Для ПС №1:

        , округляем .

Для ПС № 6

, округляем .

Для ПС № 9

, округляем .

Для ПС № 13

, округляем .

Результаты расчета запишем в таблицу 5

Таблица 5

№ ПС

1

103,71

-7,818

-8

11,041

     10,415

6

102,14

-8,55

-9

11,105

11,048

9

103,28

-8,018

-8

10,996

9,957

13

101,4

-7,13

-7

10,576

5,76

Вывод.

В данном курсовом проекте была спроектирована районная электрическую сеть,  исходя из исходных данных. В ходе проектирования был произведен выбор рациональной схемы соединения, выбор номинального напряжения электрической сети, выбор типа мощности, и место установки компенсирующих устройств, выбор силовых трансформаторов понизительных подстанций, выбор схем электрических подстанций

В ходе работы был рассчитан баланс активной и реактивной мощности в электрической сети, проведен расчет технико-экономических показателей районной электрической сети, исходя из которого был выбран наиболее оптимальный вариант схемы РЭС.

Затем был произведен  расчет режимов сети - максимальный режим и послеаварийный режим.

                                  Содержание:

Введение…………………………………………………………………………….2

Исходные данные…………………………………………………………………..3

Задание……………………………………………………………………………...4

Выбор рациональной схемы соединения…………………………………………6

-Выбор номинального напряжения эл. сети…….…….……..……….……6

-Баланс активной и реактивной мощности в  эл. сети……….….…….…..9

Выбор типа мощности и место установки компенсирующих устройств..........10

Выбор силовых трансформаторов понижающих подстанций………..………..13

Выбор сечения проводников воздушных линий электропередачи…..………..15

Выбор схем электрических подстанций………………………………..….…….21

Расчет технико-экономических показателей РЭС……………………..…….…21

Расчет режимов сети. максимальный режим:

-Определение расчетной нагрузки ПС и расчет потерь в трансформаторах……………………………………………………….…………25

-Расчет перетоков мощностей с учетом потерь в линии……..…………28

-Определение значения напряжения в узловых точках (в точках на стороне ВН) в максимальном режиме……………………………………..…….30

-Регулирование напряжения в электрической сети  в максимальном режиме………..……………………………………………………………...….…31

Послеаварийный режим…………………………………………………………..36

Вывод………………………………………………………………………………42

Список литературы………………………………………………………………..43

Список литературы:

1.Методические указания к выполнению курсового проекта по курсу”передача и распределение электроэнергии” Валиуллина Д.М.,Козлов В.К., КГЭУ,2006г.

2.Справочник по проектированию электрических сетей./под редакцией Д.Л. Файбисовича.2-е издание переработанное и дополненное.-М:издательство НЦ ЭНАС,2006г.

3.Идельчик В.Н.электрические системы и сети. – М: Энергоатомиздат,1989г


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

1766. Фьючерсные форвардные и опционные рынки 1.42 MB
  В учебном пособии рассматриваются теоретические и практические вопросы функционирования зарубежного и нарождающегося российского рынка срочных контрактов. Книга представляет собой новый шаг в дальнейшем освещении малоизученных и потому пока еще сложных вопросов, связанных с операциями над ценными бумагами. Один из разделов посвящен описанию организации фьючерсной торговли на Московской товарной бирже, хорошо знакомой автору на практике.
1767. AppleScript Scripting Reference 1.41 MB
  Running JavaScript based Action Manager code from AppleScript. AppleScript Objects. JPEG save options. layer comp, layer comps. raw format open options. Preferences for the Adobe Photoshop CS2 application.
1768. Концепт скука в прозаическом тексте И.А. Гончарова 1.42 MB
  Концепт скука в прозаическом тексте И.А. Гончарова. Метапоэтические данные о скуке и скучающем герое в рефлексии И.А. Гончарова: термины и понятия. Особенности речевого поведения скучающего героя. Особенности языковой личности скучающего героя.
1769. МЕСТНЫЕ ОРГАНЫ ГОСУДАРСТВЕННОЙ ВЛАСТИ И МЕСТНОЕ САМОУПРАВЛЕНИЕ В КАЛМЫКИИ В СЕРЕДИНЕ XIX-XX ВВ. (ИСТОРИКО-ПРАВОВОЙ АНАЛИЗ) 1.42 MB
  ФОРМИРОВАНИЕ МЕСТНЫХ ОРГАНОВ ГОСУДАРСТВЕННОЙ ВЛАСТИ В КАЛМЫКИИ В СЕРЕДИНЕ ХIХ – НАЧАЛЕ ХХ ВЕКОВ. МЕСТНЫЕ ОРГАНЫ ГОСУДАРСТВЕННОЙ ВЛАСТИ И МЕСТНОЕ САМОУПРАВЛЕНИЕ В КАЛМЫКИИ В ХХ ВЕКЕ.
1770. MooTools Essentials The Official MooTools Reference for JavaScript and Ajax Development 1.41 MB
  A Note on the Code Formatting in This Book. Why You Should Use a JavaScript Framework. Anonymous Methods vs. Named Functions. Adding and Removing Element Events. Writing Flexible Classes.
1771. Разработка методики оценки качества цифровой печати 1.4 MB
  Современное состояние и перспективы развития индустрии цифровой печати, проблемы качества и стандартизации. Методика объективной оценки качества печати. Определение ситуации оценивания и построение дерева свойств. Изучение влияния настроек цифровой печатной машины на качество печати. Перспектива использования комплексной оценки качества цифровой печати .
1772. Технология виртуальной реальности как феномен культуры конца XX – начала XXI веков 1.4 MB
  СЕМАНТИЧЕСКОЕ ПОЛЕ ТЕРМИНА ВИРТУАЛЬНАЯ РЕАЛЬНОСТЬ. ОБЛАСТИ ПРАКТИЧЕСКОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ВИРТУАЛЬНОЙ РЕАЛЬНОСТИ. СОЦИОКУЛЬТУРНЫЕ СВОЙСТВА КОМПЬЮТЕРНОЙ ВИРТУАЛЬНОЙ РЕАЛЬНОСТИ. ВИРТУАЛЬНАЯ РЕАЛЬНОСТЬ КАК СРЕДСТВО РЕПРЕЗЕНТАЦИИ ВОЕННЫХ ДЕЙСТВИЙ. ВИРТУАЛЬНАЯ РЕАЛЬНОСТЬ ВО ВЗАИМОДЕЙСТВИИ С ДРУГИМИ ФЕНОМЕНАМИ КУЛЬТУРЫ.
1773. ИСТОРИЯ И СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ СИСТЕМНОГО ПОДХОДА В ОТЕЧЕСТВЕННОЙ ПСИХОЛОГИИ 1.39 MB
  Реконструкция истории системного подхода в отечественной психологии как методологическая проблема. Периодизация развития идеи системного подхода в отечественной психологии. Десятилетие 80-х гг. ХХ века в истории системного подхода в отечественной психологии – бум системности. Итоги анализа и будущее идеи системного подхода в психологии.
1774. УЧЕБНАЯ АКТИВНОСТЬ В СТРУКТУРЕ ИНТЕГРАЛЬНОЙ ИНДИВИДУАЛЬНОСТИ СТУДЕНТОВ В СВЯЗИ СО СПЕЦИАЛИЗАЦИЕЙ И ЭТАПАМИ ОБУЧЕНИЯ 1.39 MB
  Основные положения теории интегральной индивидуальности. Активность и ее роль в структуре интегральной индивидуальности. Методика исследования свойств личности. Особенности учебной активности студентов в связи со специализацией и этапами обучения. Учебная активность в структуре интегральной индивидуальности студентов в связи со специализацией и этапами обучения.