Проектирование энергетической сети промышленного района

Курсовой проект по дисциплине Электропитающие сети и электрические системы Проектирование энергетической сети промышленного района

Исходные данные

Данные о потребителях

Напряжение на шинах ЭС при наибольших нагрузках UН=1,05 кВ, при наименьших нагрузках UН=1 кВ, при тяжелых авариях в сети UН=1,1 кВ. Наименьшая летняя нагрузка 21% от наибольшей зимней. Продолжительность использования наибольшей нагрузки 3300 ч. Средний номинальный коэффициент мощности генераторов системы, в которую входит проектируемый район, равен 0,87.

Электрическая энергия является наиболее универсальным видом энергии. Электровооружённость труда в промышленности является важным показателем уровня технического развития страны. Преимущества электроэнергетических систем столь велики, что в 1974 г. лишь менее 3% всего количества эл. энергии было выработано отдельно работавшими электростанциями, и, поэтому, к настоящему времени в нашей стране имеются РЭС, ОЭС, ЕЭС, которые служат для надёжного электроснабжения. Вопросы составления энергетического баланса страны, определения перспектив развития отдельных районов и использования сырьевых ресурсов, выбора мощности и местоположения электростанций, объединения энергосистем не могут быть решены без учёта электрических сетей. Выбор мест размещения устройства АЧР в энергосистеме в значительной мере зависит от схемы соединений линий электропередачи и схем присоединения к ней электростанций. Линии электропередачи и оборудование в период их работы могут повреждаться, поэтому необходимо при расчётах учитывать предельные значения мощностей, которые могут быть переданы по линиям. Поэтому необходимо: 1) вести контроль за текущим режимом; 2) защищать их от повреждений; 3) поддержание и регулирование режима. Должны быть устройства противоаварийной автоматики, которые обнаруживают повреждения. Таким образом, с условиями эл. сетей связаны условия работы всех объектов, входящих в эл. системы, и, в частности, электростанций.

Глава I. Потребление и покрытие потребности в активной и реактивной мощности в проектируемой сети

1.1 Баланс активной мощности

Потребление активной мощности сети равно:

где К0 — коэффициент одновременности. Принимаем К0? 0,9? 1 от количества пунктов питания;

ДРС — суммарные потери активной мощности в линиях и трансформаторах; принимаем ДРС = 4? 6% от ;

— сумма заданных наибольших нагрузок пунктов.

МВт.

Установленная мощность генераторов эл. станций:

где РСН = 0,2 · Р — расход активной мощности на собственные нужды (принимается равным 20%) эл. станций и на резерв мощности.

МВт.

1.2 Баланс реактивной мощности

Уравнение баланса для данной сети имеет вид:

где УQH — потребляемая реактивная мощность в период максимальной нагрузки с учётом К0.

где; ;;; .

Мвар; Мвар; Мвар; Мвар; Мвар.

Мвар.

УДQЛ — потери реактивной мощности в линиях.

УДQЛ? УQС — мощность, генерируемая линиями сети. В сети 110 кВ имеет место такое равенство, поэтому УДQЛ и УQС не учитываем.

УДQТР — потери реактивной мощности в трансформаторах при каждой трансформации:

— рассматриваем две трансформации, т. е. учитываем потери как на эл. станции, так и на подстанции.

Определяем полные мощности пунктов:

МВА; МВА; МВА; МВА; МВА.

МВА.

Мвар.

Мвар;

где Мвар — реактивная мощность, генерируемая эл. станцией.

Считая разницу в электрической удалённости между нагрузками незначительной, находим коэффициент мощности для всех потребителей

Мощность компенсирующего устройства на подстанции:

Мвар;

Мвар;

Мвар;

Мвар;

Мвар;

Определяем реактивные мощности на подстанциях:

Мвар;

Мвар;

Мвар;

Мвар;

Мвар.

Основные результаты сводим в таблицу

Табл. 2.1

На основе данных таблицы 2.1 выбираем тип компенсирующих устройств — статические конденсаторы (конденсаторные батареи) для пунктов 2, 3, 4, 5: тип для 4 и 5 — КСА-0,66−20; для 2 и 3 — КС2-Н-0,66−40; для 1 пункта выбираем синхронный компенсатор — тип КС — 16 — 1143.

Глава II. Выбор схемы, номинального напряжения и основного оборудования

2.1 Сопоставление вариантов и выбор наиболее рационального

Sp1 = 37+j24,4; Sp2 = 18+j11,9; Sp3 = 30+j19,8; Sp4 = 13+j8,6; Sp5 = 22+j14,5.

?A3=41,2 км; ?34=14,1; ?45=10 км; ?А1=22,4 км; ?12=20 км; ?А2=36,1 км.

Найдём распределение мощностей по линиям сети

1)

МВА.

МВА;

МВА.

Т.1 — точка потокораздела.

UНОМ = 110 кВ по табл. 2.3.

2) МВА;

МВА;

МВА.

UНОМ = 110 кВ по табл. 2.3.

Находим допустимый длительно действующий ток нагрузки:

где Si — полная мощность, передаваемая по линии, UНОМ — номинальное напряжение сети, n — число цепей в линии.

А; А;

А; А;

А; А.

Определяем экономически целесообразное сечение проводов ЛЭП районного значения:

где jэк — экономическая плотность тока; jэк = 1,1 А/мм2.

мм2;

мм2;

мм2;

Для кольца FСТ = 240 мм²; табл. П. 1.1 [2]; IДОП = 610 А.

r0 = 0,118 Ом/км; х0 = 0,401 Ом/км.

;

;

;

IДОП определяем по табл. П. 1.3.

Проверим линии на допустимый ток в форсированном режиме (обрыв линии А2):

;

;

;

; ;

Найдём ток форсированного режима в линиях А3, 34, 45 при обрыве одной цепи:

;

;

.

Находим активные и индуктивные сопротивления в нормальном и аварийном режимах:

; ;

; ;

; ;

; ;

; ;

; ;

; .

В аварийном режиме активные и индуктивные сопротивления в двухцепной линии возрастут вдвое.

Определим потери напряжения в нормальном и аварийном режимах:

; и ;

;

;

.

Определим потери напряжения от источника питания до наиболее удалённой подстанции:

;

; ;

; ;

; ;

; .

.

Табл. 3.1

Вариант № 2.

SP1 = 37+j24,4; SP2 = 18+j11,9; SP3 = 30+j19,8; SP4 = 13+j8,6; SP5 = 22+j14,5.

?А1 = 22,4 км; ?12 = 20 км; ?А3 = 41,2 км; ?34 = 14,1 км; ?45 = 10 км.

Найдём распределение мощностей в линии:

;

;

;

UНОМ СЕТИ = 110 кВ по табл. 2.3.

;

; ;

; ;

.

где jЭК = 1,1 А/мм2.

;

;

;

;

.

Ток форсированного режима:

;

;

;

;

;

.

; ;

; ;

; ;

; ;

; ;

; .

Определим потери напряжения в нормальном и аварийном режимах

;

; ;

; .

т. е. 15% UН.

;

;

;

.

т. е. 20% UН.

Табл. 3.2.

Вариант № 3.

?А1 = 22,4 км; ?13 = 20 км; ?34 = 14,1 км; ?45 = 10 км; ?А2 = 36,1 км; ?25 = 30 км.

SР1 = 37+j24,4; SР2 = 18+j11,9; SР3 = 30+j19,8; SР4 = 13+j8,6; SР5 = 22+j14,5.

Найдём потокораспределение в линиях сети:

.

;

;

;

;

.

Т. 4 — точка потокораздела.

U = 220 кВ по табл. 2.3.

;

;

;

;

;

;

.

Определим экономически целесообразное сечение проводов ЛЭП сети:

где jЭК = 1,1 А/мм2.

; ;

; ;

; .

Рассмотрим аварийный режим (обрыв линии А2):

;

;

;

;

.

;

; ;

; ;

.

Находим активные и реактивные сопротивления i-ого участка сети:

; ;

; ;

; ;

; ;

; ;

; ;

; .

Определим потери напряжения в нормальном и аварийном режимах

; .

; ;

; ;

; .

;

;

; ;

.

Табл. 3.3

Вариант № 4.

?А1 = 22,4 км, SP1 = 37+j24,4

?А2 = 36,1 км, SP2 = 18+j11,9

?А3 = 41,2 км, SP3 = 30+j19,8

?А4 = 53,9 км, SP4 = 13+j8,6

?А5 = 10 км, SP5 = 22+j14,6.

Найдём потокораспределение в линиях сети:

;; .

; .

UНОМ СЕТИ = 110 кВ по табл. 2.3.

;

; ;

; ;

.

где jЭК = 1,1 А/мм2.

;

;

;

;

.

Ток форсированного режима:

;

; ;

; ;

.

; ;

; ;

; ;

; ;

; ;

; .

Определим потери напряжения в нормальном и аварийном режимах

;

; ;

; .

т. е. 15% UН.

;

;

;

.

.

т. е. 20% UН.

Табл. 3.4.

Вариант № 5.

SP1 = 37+j24,4; ?A1 = 22,4 км;

SP2 = 18+j11,9; ?14 = 31,6 км;

SP3 = 30+j19,8; ?34 = 14,1 км;

SP4 = 13+j8,6; ?A3 = 41,2 км;

SP5 = 22+j14,5; ?A5 = 58,3 км;

?25 = 30,1 км;

?A2 = 36,1 км.

1)

;

Т. 5 — точка потокораздела.

UНОМ СЕТИ = 110 кВ по табл. 2.3.

2)

;

;

.

Т. 4 — точка потокораздела.

UНОМ СЕТИ = 110 кВ по табл. 2.3.

;

; ;

; ;

; ;

.

где jЭК = 1,1 А/мм2.

;

;

;

;

;

;

.

Данный вариант не проходит, следовательно, в дальнейшем сравниваем 4 варианта.

2.2 Сравнение выбранных вариантов по натуральным показателям

— по суммарной длине линий;

— по длине их трасс;

— по стоимости сооружения ЛЭП.

Табл. 3.5.

По минимуму приведенных затрат сравниваем далее варианты № 2 и № 3.

Выбор трансформаторов.

Вариант № 2. UНОМ = 110 кВ.

пс 1: ;

пс 2: ;

пс 3: ;

пс 4: ;

пс 5: .

энергетический сеть промышленный оборудование

Проверим коэффициент загрузки оставшегося в работе трансформатора при отключении одного из них:

;

; ;

; ;

.

Табл. 3.6

Вариант № 3. UНОМ = 220 кВ.

пс 1: ;

пс 2: ;

пс 3: ;

пс 4: ;

пс 5: .

;

; ;

; ;

.

Результаты данного варианта заносим в таблицу:

Табл. 3.7.

Вариант № 2.

Предварительно составим детальную схему для каждого из выбранных вариантов.

РН — нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, РН=0,12.

аЛЭП = 2,8; аПС = 9,4 — коэффициенты амортизационных отчислений на сооружение ЛЭП и подстанции соответственно;

УКЛЭП — затраты на сооружение ЛЭП, тыс. руб.;

УКПС — затраты на сооружение подстанции, тыс. руб.;

Из табл. 3.5 данной работы КЛЭП = 2245 тыс. руб.;

где КТР — стоимость одного трансформатора, тыс. руб.;

КВ — стоимость всех ячеек выключателей в ОРУ, тыс. руб.;

КПОСТ — постоянная часть расчётных затрат, тыс. руб.;

Выбираем подстанцию без выключателей по упрощённой схеме: два блока с отделителями, автоматическая перемычка со стороны трансформатора — табл. П. 7.3.

;

;

;

;

;

где CДW — стоимость потерь электроэнергии, тыс. руб.,

с — стоимость одного кВт· ч. электроэнергии, с = 1 коп./кВт· ч,

ДW — количество потерянной электроэнергии, МВт· ч;

где ф — число часов максимальных потерь, ч.;

;

;

;

;

;

;

;

;

;

Вариант № 3.

;

Из табл. 3.5 данной работы ;

Выбираем схему подстанции: мостик с отделителями в цепях трансформаторов и выключателем в перемычке по табл. П. 7.3.

по табл. П. 7.2.

по табл. П. 7.3.

;

;

;

;

;

;

; ;

;

По минимуму приведенных затрат выбираем вариант № 2.

Глава III. Расчёт схемы и режимных параметров выбранной сети

3.1 Определение реактивной мощности, генерируемой линией сети

где n — число цепей в линии;

В — ёмкостная проводимость линии, См;

в0 — удельная ёмкостная проводимость линии, Ом/км;

? — длина линии, км.

Линия А3: ;

Линия 34: ;

Линия 45: ;

Линия А1: ;

Линия 12: .

Табл. 4.1

3.2 Режим наибольших нагрузок

Определение потерь мощности в трансформаторах.

пс 1: — потери в меди активной мощности;

— потери в меди реактивной мощности;

— потери в стали активной мощности

— потери в стали реактивной мощности;

пс 2: ;

;

;

;

Аналогичный расчёт для подстанций №№ 3, 4 и 5.

Табл. 4.2.

Определение расчётных нагрузок на высшей стороне трансформаторов.

; ;

пс 1: ;

Аналогичный расчёт проводим для подстанций №№ 2, 3, 4 и 5.

Определение активных и индуктивных сопротивлений линий.

Рассчитанные значения приведены в табл. 3.2. данной работы.

Линия 12:

мощность в конце линии 12:

;

потери мощности в линии 12:

мощность с учётом потерь:

;

мощность в начале линии:

;

Линия А1:

;

;

;

Линия 45:

;

;

;

Линия 34:

;

;

;

Линия А1:

;

;

.

Табл. 4.4.

Расчёт уровней напряжения в сети.

Напряжение на шинах подстанции равно:

;

Если подстанции питаются по магистральной схеме, то напряжение на шинах следующей подстанции Uj+1 равно:

Линия А1:

;

;

Линия 12:

;

;

Линия А3:

;

;

Линия 34:

;

;

Линия 45:

;

;

Условие соблюдается.

Табл. 4.5.

Падение напряжения в трансформаторах.

; ;

где п — число трансформаторов;

UjB — высшее напряжение трансформатора, кВ;

U’jH = UjB — ДUTP — напряжение на вторичной обмотке трансформатора, приведённое к первичной.

Трансформатор 1:

;

;

Трансформатор 2:

;

;

Трансформатор 3:

;

;

Трансформатор 4:

;

;

Трансформатор 5:

;

;

Табл. 4.6.

Глава IV. Регулирование напряжения в сети

Трансформатор 1:

;

;

Трансформатор 2:

;

;

Трансформатор 3:

;

;

Трансформатор 4:

;

;

Трансформатор 5:

;

.

Табл. 4.7.

Глава V. Режим наименьших нагрузок

; ;

; ;

.

Найдём потокораспределение в линиях.

1. ;

;

.

2. ;

.

Необходимо определить критическую нагрузку трансформатора для возможности отключения одного из трансформаторов:

;

пс 1: ;

пс 2: ;

пс 3: ;

пс 4: ;

пс 5: .

Т. к. нагрузка трансформатора меньше критической, то в работе можно оставить один трансформатор.

5.1 Определим потери мощности в трансформаторе

пс 1: ;

;

;

;

пс 2: ;

;

;

;

пс 3: ;

;

;

;

пс 4: ;

;

;

;

пс 5: ;

;

;

.

5.2 Определение расчётных нагрузок на высшей стороне трансформаторов

пс 1:; ;

пс 1:; ;

пс 1:; ;

пс 1:; ;

пс 1:; .

5.3 Распределение потоков мощности и потери мощности в линиях

Линия 12: ;

;

;

;

Линия А1: ;

;

;

;

Линия 45: ;

;

;

;

Линия 34: ;

;

;

;

Линия А3: ;

;

;

.

5.4 Расчёт уровней напряжения в сети

Линия А1: ;

;

Линия 12: ;

;

Линия А3: ;

;

Линия 34: ;

;

Линия 45: ;

.

5.5 Падение напряжения в трансформаторах

Трансформатор 1:

;

;

Трансформатор 2:

;

;

Трансформатор 3:

;

;

Трансформатор 4:

;

;

Трансформатор 5:

;

;

5.6 Подбор ответвлений трансформаторов

Трансформатор 1:

;

;

Трансформатор 2:

;

;

Трансформатор 3:

;

;

Трансформатор 4:

;

;

Трансформатор 5:

;

.

Глава VI. Аварийный режим в период наибольших нагрузок (обрыв одной цепи линий А3 и А1)

Определение реактивной мощности, генерируемой линией сети

Линия А3:; ;

Линия А1:; .

Определение активных и индуктивных сопротивлений линий.

Линия А3:; ;

Линия А1:; .

Распределение потоков мощности в линиях.

Линия А3: ;

;

;

;

Линия А1: ;

;

;

.

Расчёт уровней напряжения в аварийном режиме.

Линия А3: ;

;

Линия А1: ;

.

Подбор ответвлений.

пс 3: ;

;

пс 1: ;

.

Глава VII. Технико-экономические показатели проекта

1. Стоимость сооружения линий равна 2245 тыс. руб.

Стоимость сооружения подстанции равна 1690 тыс. руб.

Стоимость сети в целом равна 3935 тыс. руб.

2. Ежегодные расходы по эксплуатации подстанции, сети в целом равны 130,66 + 62,86 = 193,5 тыс. руб.

3. Потери активной мощности равны 68,34 кВт, это составляет от суммарной мощности потребителей электроэнергии. Потери энергии в сети составляют 8606 МВт· ч — это 2,17% от количества энергии, полученной потребителями. Суммарное количество энергии, полученной потребителями в течение года: WГОД = 120 · 3300 = 396 000 МВт· ч.

4. Основные натуральные показатели: Суммарная длина линий равна 107,7 км, стоимость сооружения ЛЭП равна 2245 тыс. руб. В каждой линии — по 2 выключателя, подстанции 2 и 5 выполняются без выключателей, подстанции №№ 1, 3 и 4 — с выключателем. Всего в сети — 5 ОРУ.

1. Буре И. Г., Вершинина С. И., Гамазин С. И. Проектирование и расчёт электрических сетей промышленного района. М., «МЭИ», 1990.

2. Дронов В. М., Хитров А. И., Чиркова Т. Ю. Руководство к курсовому проектированию электрических сетей и систем. М № 191, Новомосковск.

3. Солдаткина Л. А. Электрические сети и системы. М., «Энергия», 1978.

4. Справочник по проектированию электрических систем по ред. С. С. Рокотяна и Н. Н. Шапиро. Изд. 3. М., «Энергоатомиздат», 1985.

5. Хитров А. И., Панов В. А., Чиркова Т. Ю. Алгоритм расчётов при составлении расчётно-пояснительной записки. Новомосковск, 1982.

6. Мельников Н. А. Электрические сети и системы. М., «Энергия», 1975.