Проектирование районной электрической сети 220/110 кВ

Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования

" Национальный исследовательский Томский политехнический университет"

П О Я С Н И Т Е Л Ь Н, А Я З, А П И С К, А к курсовому проекту

" Проектирование районной электрической сети 220/110 кв"

Томск 2015

1. Расположение потребителей и источника питания на координатной плоскости, масштаб 10 км/1 см

2. Характеристики потребителей электроэнергии и источника питания

• Введение
• 1. Выбор вариантов схем соединений распределительной сети 220/110 кВ
• 1.1 Выбор вариантов конфигурации электрической сети
• 1.2 Предварительные расчеты
• 1.3 Геометрическое расположение ПС и РЭС. Определение расстояний между ними
• 1.4 Выбор номинальных напряжений сети
• 1.5 Выбор сечений проводов
• 1.6 Проверка выбранных сечений по техническим ограничениям
• 1.7 Определение сопротивлений и проводимостей ЛЭП
• 1.8 Выбор трансформаторов на ПС
• 2. Составление полных схем электрических соединений, выполнение предварительного технико-экономического расчёта каждого варианта
• 3. Точный электрический расчет режимов выбранного варианта
• 3.1 Электрический расчет минимальных нагрузок
• Заключение
• Список литературы

Целью курсового проектирования является разработка электроэнергетической сети 110−220 кВ для снабжения четырех потребителей. Необходимо провести расчет вариантов схем энергоснабжения радиальной и смешанной. Рассчитать и выбрать марку проводов для ВЛЭП, количество и марку трансформаторов на подстанциях и провести для них все необходимые проверки.

Необходимо провести технико-экономическое сравнение вариантов схем электроснабжения и по его результатам выбрать экономически обоснованную схему.

Для выбранного варианта схемы электроснабжения нужно провести точный электрический расчет для трех режимов максимального, минимального и послеаварийного.

По результатам курсового проекта сделать выводы и проанализировать полученные результаты.

1. Выбор вариантов схем соединений распределительной сети 220/110 кВ

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

Задание: путем вариантного сравнения выбрать и обосновать основные инженерно-технические и экономические характеристики электрической части сети, обеспечивающие надежное электроснабжение потребителей.

Таблица 1. Характеристики подстанций и системы

Расположение РЭС и всех подстанций:

Рисунок 1. Расположение на координатной плоскости РЭС и подстанций

1.1 Выбор вариантов конфигурации электрической сети

При построении схемы электрической сети руководствуемся следующими критериями:

1)При построении схемы сети необходимо разделить всех потребителей на категории по надежности электроснабжения;

2) В сети не должно быть обратных перетоков мощности, длина линий должна быть по возможности наименьшей; пересечение линий допускается, в крайнем случае, один раз;

3) В качестве узловой подстанции выбирают подстанцию с наибольшей нагрузкой; если это невозможно в силу условий пункта 2, то выбирают подстанцию со второй по величине нагрузкой;

Согласно ПУЭ все потребители электроэнергии по надежности электроснабжения делятся на три категории. Данный РЭС содержит потребителей I, II категории.

Согласно приведенным критериям и составляем схемы сети.

1.2 Предварительные расчеты

Полная мощность:

;

Реактивная мощность:

;

Модуль полной мощности:

.

ПС № 1: МВА;

. МВА Таблица 2. Нагрузки подстанций

1.3 Геометрическое расположение ПС и РЭС. Определение расстояний между ними

Определение длин всех участков:

где — расстояние между соответствующими подстанциями, см;

m — масштаб.

км

км

км

км

км

Таким образом, наиболее приемлемые расположения и соединения ПС показаны на рис. 2 — для радиальной схемы и на рис. 3 — для кольцевой.

Рисунок 2. Радиальная схема сети Рисунок 3. Кольцевая схема сети

1.4 Выбор номинальных напряжений сети

Номинальное напряжение сети влияет как на её технико-экономические показатели, так и на технические характеристики. Так при повышении номинального напряжения уменьшаются потери мощности и электроэнергии, т. е. снижаются эксплуатационные расходы, уменьшаются сечения проводов, растут предельные мощности, передаваемые по линиям, облегчается перспективное развитие сети, но увеличиваются капиталовложения на сооружения сети. Сеть меньшего напряжения наоборот требует меньших капиталовложений, но увеличиваются эксплуатационные расходы за счет потери мощности и электроэнергии, обладает меньшей пропускной способностью. Из сказанного следует важность выбора номинального напряжения при ее проектировании.

Номинальное напряжение электрической сети следует выбирать согласно соображениям:

1. Технические требования:

· Обеспечение всех потребителей требуемых уровней напряжений;

· В послеаварийных режимах обеспечение функционирования оставшихся в работе элементов без превышения их перегрузочной способности.

2. Экономическая целесообразность.

Номинальные напряжения электрических сетей в России установлены действующим стандартом (ГОСТ 721−77*). Для выбора номинальных напряжений на каждом из участков сети воспользуемся формулой, предложенной Илларионовым Г. А. [1]

где — длина линии, км;

— активная мощность, протекающая по линии, МВт;

1) Радиальная схема Рассчитываем предварительные потоки:

26+18.148i

Рис. 4. Потокораспределение в радиальной схеме Выбираем номинальные напряжения:

принимаем из стандартного ряда в большую сторону:. для остальных подстанций рассчитываем подобно первому примеру результат сводим в таблицу № 3

2) Кольцевая схема сети Рис. 5. Потокораспределение в кольцевой схеме Рассчитаем предварительное потокораспределение в кольце методом моментов, считая цепь однородной ().

Проверка: сумма потоков мощностей, оттекающих по головным участкам, должна быть равна сумме нагрузок подстанций:

Тождество выполняется, потоки мощности в кольце определены верно, точка потокораздела находится в точке-3.

Выбираем номинальные напряжения:

принимаем из стандартного ряда в большую сторону: .

Номинальное напряжение линий, объединенных в кольцо, принимается по наибольшему расчетному значению для этих линий. Таким образом, для кольца выбираем номинальное напряжение:. Номинальные напряжения (по итогам расчета и принятые из стандартного ряда) всех участков сети для всех вариантов сведены в таблицу 3.

Таблица 3. Номинальные напряжения

1.5 Выбор сечений проводов

Выбор сечения проводников проводим по экономической плотности тока:

Где (для 110−220 кВ) =1,05 и. коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии Tmax, принимается в зависимости от номинального напряжения и коэффициента участия в максимуме энергосистемы

где — экономическая плотность тока.

Сечения, полученное в результате расчета округляется до ближайшего стандартного сечения. Расчетный ток принимается для нормального режима работы, то есть увеличение тока в послеаварийных и ремонтных режимах сети не учитывается. В качестве примера представлено выбор сечения проводов для радиальной сети в участке 0−2.

Радиальная сеть Участок 02:

Для определения сечения провода, найдем число часов максимума нагрузки линии:

т.к. =4000−6000 часов [1, табл. 3.13, стр.83];

где — экономическая плотность тока, зависящая от числа часов использования максимума нагрузки, [2, табл. 1.3.36].

Следовательно,, принимаем сталеалюминевый провод по [1, табл. 3.15].

Все полученные данные сведём в одну таблицу 4.

Таблица 4. Информация по проводам ЛЭП

1.6 Проверка выбранных сечений по техническим ограничениям

1.6.1 Проверка по длительно допустимому нагреву провода

Проводники любого назначения должны удовлетворять требованиям в отношении предельно допустимого нагрева с учетом не только нормативных, но и послеаварийных режимов, а также режимов в период ремонта и возможных неравномерностей распределения токов между линиями, секциями шин. При проверке на нагрев принимается получасовой максимум тока, наибольший из средних получасовых токов данного элемента сети. Таким образом, выбранное сечение провода должно быть проверено по допустимой токовой нагрузке (по нагреву):

I _нб I_доп,

где — наибольший ток для проверки проводов по допустимому нагреву провода т. е. ток протекающий в послеаварийном режиме; - допустимые длительные токовые нагрузки. Проверка осуществляется при работе линии в послеаварийном режиме при максимальной нагрузке. Таким режимом является отключение одного из головных участков, по которому протекает наибольшая мощность (для кольцевой сети), либо отключение одной цепи ВЛЭП (для радиальной сети).

) Радиальная сеть Для участка 02 (отключение одной цепи ВЛЭП 0−1):

— проверка пройдена.

Для участка 2−1 (отключение одной цепи ВЛЭП 2−1):

— проверка пройдена.

Для участка 2−3 (отключение одной цепи ВЛЭП 2−3):

— проверка пройдена.

Для участка 2−4 (отключение одной цепи ВЛЭП 2−4):

— проверка пройдена.

На всех участках радиальной сети условие выполняется.

2) Кольцевая сеть Для участка 02 (отключение одной цепи ВЛЭП 0−1):

— проверка пройдена.

Для участка 2−1 (отключение одной цепи ВЛЭП 2−1):

— проверка пройдена.

Для нахождения тока в послеаварийном режиме на участке 2−3, отключим участок 2−4:

— проверка пройдена.

Для нахождения тока в послеаварийном режиме на участке 3−4, отключим участок 3−4:

— проверка пройдена.

Для нахождения тока в послеаварийном режиме на участке 2−4, отключим участок 2−3:

— проверка пройдена.

Производить обрыв других участков не имеет смысла, так как при этом послеаварийные токи будут иметь меньшее значение.

1.6.2 Проверка проводов по условиям механической прочности При выборе проводов было учтено, что ВЛЭП на 110 кВ со сталеалюминевыми проводами должны иметь сечение не менее 120 и не более 240 мм², ВЛЭП на 220 кВ должны иметь сечение не менее 240 мм² [2, п. 2.5.77]. Тем самым гарантируется механическая прочность.

1.6.3 Проверка проводов по допустимым потерям и отклонениям напряжения Проверке не подлежат линии напряжением 35 кВ и выше, т.к. повышение уровня напряжения увеличением сечения таких проводов по сравнению с применением трансформаторов с РПН или средств компенсации реактивной мощности экономически не оправдывается.

Тогда выбранные сечения удовлетворяют всем требованиям.

1.6.4 Проверка проводов по условию ограничений потерь на корону ПУЭ предписывают осуществлять проверку выбранных по нормативной плотности тока проводов ВЛ с номинальным напряжением 35 кВ и выше с учетом плотности и температуры воздуха на высоте выше 1000 м над уровнем моря. При более низких отметках проверка не производится, если количество проводников в фазе и их диаметр равны или больше 70

Все выбранные сечения удовлетворяют всем требованиям.

1.7 Определение сопротивлений и проводимостей ЛЭП

Воздушные линии напряжением 110 кВ и выше и длиной до 300−400 км обычно представляются П — образной схемой замещения.

Активное сопротивление линии определяется по формуле:

где l — длина линий, км;

r₀ — погонное активное сопротивление, Ом/км; определяется при температуре проводов +20⁰С.

n_ц — число цепей.

Реактивное сопротивление определяется как:

где x₀ — погонное индуктивное сопротивление, Ом/км.

Активная проводимость g_л присутствует из-за потерь активной мощности на утечку через изоляторы и потерь на корону, в связи с этими задаются наименьшие допустимые сечения по короне. При расчетах установившихся режимов сетей до 330 кВ активная проводимость практически не учитывается. Емкостная проводимость обусловлена емкостями между проводами разных фаз и емкостью провод земля и определяется:

где b₀ — погонная емкостная проводимость, См/км, определяется по справочным данным.

Вместо емкостной проводимости учитывается реактивная мощность, Мвар, генерируемая емкостью линий. Емкостная мощность:

Пример расчета:

Для участка 02 (провод АС-240/32) даны параметры [1, табл. 3.9]:

r₀=0,118 Ом/км; n_ц =2; x₀=0,435 Ом/км; b₀ = См/км;

Все параметры линий сведем в таблицу 5.

Таблица 5 Параметры выбранных марок проводов

1.8 Выбор трансформаторов на ПС

По условию надежности энергоснабжения для потребителей I — II категорий, то есть ПС 1−3, необходимо устанавливать на каждой подстанции не менее двух трансформаторов. Критерием выбора трансформаторов является условие S_НОМ.ТР. 0.7Pmax, Трансформаторы для радиальной и смешанной сети одинаковые.

ПС-1:

По табл. 5.22 выбираем 2 трансформатора стандартного типа ТРДЦН-100 000/220

ПС-2:

Узловая (распределительная). То есть ПС-2 кроме нагрузки 10кВ, еще питает ПС 3, ПС-4 напряжением 110кВ, поэтому на узловой подстанции устанавливаем автотрансформатор:

По табл. 5.23 выбираем 2 автотрансформатора стандартного типа АТДЦТН-63 000/220/110

ПС-3:

По табл. 5.18 выбираем 2 трансформатора стандартного типа ТРДН-25 000/110

ПС-4:

По табл. 5.18 выбираем 2 трансформатора стандартного типа ТМН-10 000/110

Результаты расчета сведем в таблицу 6 и 7.

Таблица 6 Параметры выбранных трансформаторов на ПС1, ПС3 и ПС4

Таблица 7 Параметры автотрансформатора на ПС2

2. Составление полных схем электрических соединений, выполнение предварительного технико-экономического расчёта каждого варианта

Рисунок 18. Полная схема электрического соединения радиальная сеть Рисунок 19. Полная схема электрического соединения кольцевая сеть На основании полных схем электрических соединений произведем технико-экономические расчеты для обеих схем.

К экономическим показателям относятся:

— капитальные вложения на строительство,

— ежегодные издержки.

По табл. 7.2 (1 стр. 279) зональный коэффициент для ВЛ Западной Сибири равен Таблица 8. Расчет капитальных вложений для ЛЭП

Определение капитальных вложений для ПС:

Пример для ПС3:

1) По табл. 7. 17 (1 стр. 293) определяем стоимость ТРДЦН 25 000/220.

2) По табл. 7. 23 (1 стр. 296) определяем стоимость КБ.

3) По табл. 7. 28(1 стр. 298) определяем постоянные затраты, они учитывают подготовку и благоустройство территории, ОПУ, устройство собственных нужд ПС и т. д.

Все найденные параметры заносим в таблицу 9.

Радиальная сеть:

Кольцевая сеть:

Экономическим критерием по которому определяют выгодный вариант сети является минимум приведенных затрат, руб/год, вычисленный по формуле:

где

— нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений (), для приведения кап. затрат к уровню ежегодных издержек.

Кединовременное капитальное вложение в сооружаемые объекты:

И — ежегодные эксплуатационные издержки, которые находятся:

где

где

Издержки на покрытие потерь электроэнергии в сетях:

средний тариф для Северо-Зап. округа.

А) Радиальная сеть:

учитывают потери в обмотках трансформаторах, линии ЭП.

ЛЭП:

Участок 02:

Участок 23:

Участок 24:

Участок 21:

ТР:

ПС-2:

ПС-1:

ПС-3:

ПС-4:

распределительный сеть электрический провод Б) Кольцевая сеть:

учитывают потери в обмотках трансформаторах, линии ЭП.

ЛЭП:

Участок 02:

Участок 21:

Участок 23:

Участок 24:

Участок 34:

ТР:

ПС-2:

ПС-1:

ПС-3:

ПС-4:

Минимум приведенных затрат:

а) Радиальная сеть б) Смешанная сеть Из приведенных расчетов видно, что при проектировании радиальной сети затраты будут меньше, чем при проектировании смешанной.

3. Точный электрический расчет режимов выбранного варианта

3.1 Электрический расчет минимальных нагрузок

В расчете режима минимальных нагрузок значение мощности на подстанциях высчитываются согласно своему варианту, что в данном случае составляет 50% от максимальных значений, и значение подводимого напряжения в данном задании составляет 103% от номинального значения 220 кВ.

Напряжение источника питания в минимальном режиме составляет 103% от номинального напряжения сети

Для режима минимальных нагрузок. В таблице 16 приведены значения нагрузок в минимальном режиме.

Таблица 10

Проверим количество необходимых трансформаторов на ПС.

Если то на ПС остается один трансформатор, иначе — два.

ПС1:

на ПС1 остается в работе один трансформатор.

ПС2:

на ПС2 остается в работе два трансформатора так как эта подстанция является узловой.

ПС3:

на ПС3 остается в работе один трансформатора.

ПС4:

на ПС4 остается в работе один трансформатор.

Заключение

В результате выполненного курсового проекта была спроектирована районная электрическая сеть 220−110 кВ, обеспечивающая электрической энергией четырех потребителей. Для расчета были отобраны два варианта схем энергоснабжения радиальная и смешанная. Для каждого варианта схемы сети был произведен выбор номинальных напряжений сети, выбор сечений проводов и их проверка по техническим ограничениям. На каждой подстанции выбрали трансформаторы и установили их в количестве двух штук, с учетом того, что при аварийном отключении одного из них, второй мог бы обеспечить питание потребителей I и II категорий надежности. С помощью программы Mustang определив потери активной и реактивной мощностей в трансформаторах и в линиях, составили балансы мощностей для максимального режима для каждого варианта сети. Составление баланса реактивной мощности показало, что необходима установка компенсирующих устройств, для того, чтобы было обеспечено нормированное значение коэффициента мощности на шинах РЭС. В каждом варианте были установлены конденсаторные батареи: КБ ККГ-1,05−125 единичной мощностью 7,9 Мвар и 3.8 Мвар. Выбираем именно конденсаторные батареи, т.к. они обладают рядом достоинств: не большие потери активной мощности (менее 0,5%), простота обслуживания и ремонта. Проверив коэффициент мощности РЭС, убедились, что установка компенсирующих устройств была целесообразна, а расстановка их по подстанциям — проведена правильно. В результате составления полных схем электрических соединений и технико-экономического сравнения вариантов схем сети была выбрана радиальная схема электрической сети, т.к. она оказалась наиболее выгодной в экономическом плане: на её сооружение требуется меньше денежных затрат, чем в других вариантах.

Для выбранного варианта был произведен точный электрический расчет: максимального, минимального и послеаварийного режимов. Он заключался в определении потокораспределения в сети, определении падений напряжения на всех участках сети. В результате проведенных расчетов пришли к выводу, что необходимо отрегулировать напряжение на шинах подключения потребителей. Главным средством для этого служат трансформаторы с регулированием под нагрузкой. В работе выбрали рабочие ответвления всех трансформаторов в трех расчетных режимах. Таким образом, получили, что все потребители обеспечиваются непрерывным снабжением качественной электроэнергией с напряжением, равным желаемому. При этом изменение режима работы практически не оказывает влияния на качество снабжения потребителей электроэнергией.

1. Справочник по проектированию электрических сетей / Под редакцией Д. Л. Файбисовича — М.; Издательство НЦ ЭНАС, 2006. — 320 с. ил.

2. Правила устройства электроустановок. -7-ое изд., — М.: Госэнергонадзор, 2002. — 928 с.

3. ГОСТ 32 144–2013. Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения [Электронный ресурс]. URL: http://www.elec.ru/files/2014/05/06/GOST-32 144−2013;Elektricheskaja-energija.pdf, свободный. — Яз. рус. Дата обращения: 06.11.2014 г.

4. ГОСТ 721–77. Системы электроснабжения, сети, источники, преобразователи и приёмники электрической энергии. Номинальные напряжения свыше 1000 В — М.: ИПК Изд-во стандартов, 2002. — 10 с.

5. СТО 56 947 007−29.240.30.010−2008. Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35−750 кВ. Типовые решения. — М.: «ФСК ЕСК» Изд-во стандартов, 2002. — 132 с.

6. В. И. Идельчик. Электрические системы и сети: Учебник для ВУЗов. — 2-е изд., стереотипное, перепечатка с издания 1989 г. — М.: Альянс, 2009. — 592 с.

7. Трансформаторы силовые масляные класса напряжения 220 кВ. http://lider-energo.ru/uploads/oil-trans/transformatori-td-25 000-tdts-80 000.pdf

8. СТО 56 947 007−29.240.124−2012. Сборник «Укрупненные стоимостные показатели линий электропередачи и подстанций напряжением 35−1150 кВ» 324 тм — т1, ОАО «ФСК ЕЭС». http://forca.ru/knigi/gost/sto-56 947 007−29.240.124−2012;stoimostnye-pokazateli-liniy-i-podstanciy-35−1150kv.html