Электрическая сеть района нагрузок

  • Вид работы:
    Курсовая работа (т)
  • Предмет:
    Физика
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    278,31 Кб
  • Опубликовано:
    2013-08-07
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Электрическая сеть района нагрузок

1. Выбор электрических соединений РУ ПС и опор ЛЭП

Таблица Распределительные устройства подстанций

Вариант

№ ПС

Напряжение, кВ



110

10

Радиальная схема

1

Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий

Одна одиночная секционированная выключателем система шин


2

Одна рабочая система шин с подключением трансформаторов через развилку выключателей и секционным выключателем

Одна одиночная секционированная выключателем система шин


3

Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий

Две одиночные секционированные выключателем системы шин


4

Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий

Одна одиночная секционированная выключателем система шин

Кольцевая схема

1

Мостик с выключателем в цепи трансформатора и ремонтной перемычкой со стороны линии

Одна одиночная секционированная выключателем система шин


2

Одна рабочая система шин с подключением трансформаторов через развилку выключателей и секционным выключателем

Одна одиночная секционированная выключателем система шин


3

Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий

Две одиночные секционированные выключателем системы шин


4

Мостик с выключателем в цепи трансформатора и ремонтной перемычкой со стороны линии

Одна одиночная секционированная выключателем система шин



Отличающиеся части радиальной и кольцевой сети


Выбор опор линий электропередач.

По [2] выбираем для линии с UH=110 кВ (для радиальной и кольцевой схемы) опоры стальные, двухцепные. Для радиальной схемы линии с UH=110 кВ - опоры железобетонные двухцепные.

В схеме с кольцевым участком, для линий, входящих в кольцо выбираем опоры железобетонные одноцепные.

Выбор варианта электрической сети на основе технико-экономических расчётов.

Для проведения технико-экономических расчетов будем использовать метод дисконтированных затрат. Дисконтированные затраты - это затраты на сооружение сети, приведенные к началу сооружения вариантов сети и начала инвестирования.


Для определения затрат одинаковые элементы разных схем не учитываются.

) Определение капиталовложений.

=60 =1


Капиталовложения в линии электропередач для радиальной схемы:


Капиталовложения в линии электропередач для схемы с кольцевым участком:


Капиталовложения в подстанции для радиальной схемы:



Капиталовложения в подстанции для схемы с кольцевым участком:



) Определение издержек.

а) Издержки на технический ремонт и обслуживание.

Для ЛЭП UH=110 кВ Kобор=0.07

Для ПС UH=110 кВ Kобор=0.53

Издержки на технический ремонт и обслуживание для радиальной схемы:


Издержки на технический ремонт и обслуживание схемы с кольцевым участком:

б) Издержки на потерю электроэнергии:

Издержки на возмещение потерь электроэнергии для радиальной схемы:

Время использования максимальной полной мощности на подстанции ПС 1:



Время использования максимальной полной мощности на подстанции ПС 4:


Время максимальных потерь на ПС 4 составит:


Потери активной мощности в линиях 2-3 и 3-4 соответственно равны:

 

Потери энергии в линии, ведущей к подстанции ПС 1


Потери энергии в линии, ведущей к подстанции ПС 4:


Суммарные потери:


Цена на электроэнергию приводиться в задании к курсовому проекту:

Издержки на возмещение потерь электроэнергии составят:


Суммарные издержки для радиальной сети будут равны:


Издержки на возмещение потерь электроэнергии схемы с кольцевым участком:

Время использования максимальной полной мощности в «кольце»


Время максимальных потерь в «кольце» составит:


Потери активной мощности линий, входящих в «кольцо»:


Потери энергии в кольцевом участке:


Издержки на возмещение потерь электроэнергии составят:


Суммарные издержки для схемы с кольцевым участком будут равны:


Дисконтированные затраты определяются следующей формулой

провод линия электропередача нагрузка


Вариант

, т. руб, т  .руб, т.руб, МВт ч, т.руб, т.руб






Радиальная






Кольцевая

990,342








Разница получилась больше 5%, следовательно схемы не равноэкономичные. Для дальнейшего расчета выбираем кольцевую схему, так как она дешевле в строительстве и эксплуатации.

2. Расчет установившихся режимов на ПЭВМ и регулирование напряжения в сети

Расчеты установившихся режимов электрических сетей выполняем для определения:

загрузки элементов сети, соответствия пропускной способности сети ожидаемым потокам мощности;

сечений проводов и кабелей и мощностей трансформаторов и автотрансформаторов;

уровня напряжений в узлах и элементах сети и мероприятий, обеспечивающих поддержание напряжения в допустимых пределах;

потерь мощности и энергии для оценки экономичности работы сети и эффективности способов снижения потерь.

Режимы максимальных и минимальных нагрузок используем для выявления наибольших значений расчетных длительных потоков мощности.

Для выявления максимальных значений нерегулярных потоков мощности рассматриваем послеаварийные режимы.

Согласно ГОСТ 13109-97 в процессе эксплуатации необходимо обеспечивать качество электрической энергии, т.е. поддерживать напряжение на шинах всех электроприемников в допустимых пределах. Выполнение этого условия будем обеспечивать с помощью устройств регулирования напряжения.

В соответствии с требованиями ПУЭ [2], на вторичных шинах подстанций 10 кВ, от которых питаются распределительные сети, должны быть обеспечены уровни напряжения U2 :

- в режиме максимальных нагрузок: (10,5 кВ);

в режиме минимальных нагрузок: (10 кВ),

где - номинальное напряжение сети, питающейся от вторичных шин подстанций (= 10,0 кВ).

При проведении моделирования установившихся режимов электрической сети района нагрузок рассчитываются режимы максимальных, минимальных нагрузок, а также послеаварийные режимы:

отключение одной цепи линии А-2;

отключение одного автотрансформатора на ПС-2;

отключение линии 1-2

отключение линии 1-4

Определение необходимой мощности КУ производим графическим способом. В программе «Энергия» рассчитываем режимы максимальной и минимальной нагрузок без КУ и регулирования напряжения. Целью расчета является определение tgφ на шинах подстанции «А» и сравнение его с допустимым значением.

Режим максимальных нагрузок: tgφА = 0,325 < tgφЭК = 0,35;

Режим минимальных нагрузок: tgφА = 0,186 < tgφЭК = 0,21;

Регулирование напряжения должно осуществляться за счет изменения величины коэффициентов трансформации трансформаторов подстанций Кт.

Для обеспечения требуемых уровней напряжения на шинах 10 кВ ПС с автотрансформаторами выбираем линейный регулировочный трансформатор (ЛР). Номинальная (проходная) мощность его выбирается по пропускной способности обмотки НН автотрансформатора или по нагрузке этой обмотки.

Выбор линейного регулятора:


Применяем ЛТМН-40000 с диапазоном регулирования равным ±15 %, что делает его весьма эффективным техническим средством регулирования напряжения. ЛР обеспечивает лишь продольное регулирование напряжения.

.2 Выбор типа, места установки и мощности КУ


Рис. График для определения мощности КУ по заданному tgФа в минимальном режиме нагрузок

Режим максимальных нагрузок: tgφА = 0,325 < tgφЭК = 0,35;

Режим минимальных нагрузок: tgφА = 0,186 < tgφЭК = 0,21;

Таким образом, из графиков видим, что при максимальных нагрузках необходимо скомпенсировать 2.45 Мвар реактивной мощности; при минимальных нагрузках - скомпенсировать 1.286 Мвар.

Ввиду малого значения регулирования реактивной мощности, поставим 2хШБК 10-1,2 на ПС 1, а регулирование напряжения производим с помощью линейного регулятора и РПН трансформаторов

3. Определение технико-экономических показателей электрической сети

Определим капиталовложения во всю сеть.

Капитальные вложения в ЛЭП без коэффициента удорожания сведены в таблицу

Таблица Капитальные вложения в ЛЭП

Участок

Линия

Uном, кВ

Район по гололеду

Марка провода

Кол-во цепей

Тип опор

Длина линии, км

Стоимость, тыс.руб









1 км

всего

А-2 1-2 2-4 1-4 1-3

WA-2 W1-2 W2-4 W1-4 W1-3

220 110 110 110 110

2 2 2 2 2

АС 240/32 АС 120/19 АС 70/11 АС 120/19 АС 150/24

2 1 1 1 2

с ж/б ж/б ж/б ж/б

45 35 25 35 35

88 34 34 34 57

3960 1190 850 1190 1995

Всего:

9185


Стоимость сооружения 1 км воздушной линии выбирается по [1], табл. 7.5.

Капитальные вложения в ПС без коэффициента удорожания сведены в таблицу

Таблица Капитальные вложения в ПС

Наименование и тип элементов ПС

Единица измерения

Количество

Стоимость, тыс .руб




единицы

всего

ПС A 1. Ячейка ОРУ РУВН

 шт.

 2

 600

 1200

ПС 2  1. Ячейка ОРУ РУВН 2. Ячейка ОРУ РУСН 3. Ячейка ЗРУ РУНН 4. Трансформатор АТДЦТН-125000/220/110 5. Регулировочный трансформатор ЛТДН-40000/10 6. Постоянная часть затрат - 220 - 110

шт. шт. шт. шт.  шт.

4 8 3 2  2

 600 290 4.6 621  150   880 490

 2400 2320 13.8 1242  300   880 490

ПС 1 1. РУВН 2 Ячейка ЗРУ РУНН 3. Трансформатор ТДН-16000/110 4. ШКБ - 10/1,2 5. Постоянная часть затрат

 шт. шт. шт. шт -

 1 3 2 2 -

 235 4.6 172 15 360

 235 13,8 344 30 360

ПС 4 1. РУВН 2 Ячейка ЗРУ РУНН 3. Трансформатор ТДН-16000/110 4. Постоянная часть затрат

 шт. шт. шт. -

 1 3 2 -

 235 4.6 172 360

 235 13,8 344 360

ПС 3 1. Ячейка ОРУ РУВН 2. Ячейка ЗРУ РУНН 3. Трансформатор ТРДН-25000/110 4. Постоянная часть затрат

 шт. шт. шт. -

 1 6 2 -

198+580 4.6 222 360

198 27,6 444 360

Всего: 12391


 (тыс.руб.);

 (тыс.руб.);


Рассчитаем издержки на возмещение потерь активной энергии

;

;

;


;

;

ч

Расчет стоимости потерь электроэнергии в сети за год

 (МВт*ч/год);

 (МВт*ч/год);

 (МВт*ч/год);

 (МВт*ч/год).

 (тыс.руб.).

Расчет издержек на текущий ремонт и обслуживание сети

Ежегодные издержки на технический ремонт и обслуживание электрической сети:

.

,


Суммарные издержки:

 (тыс. руб.);

Расчет коэффициента полезного действия (КПД), себестоимость передачи и распределения электроэнергии.

;

где - сумма активных мощностей нагрузок,

- суммарные потери в линиях и трансформаторах.

Средневзвешенный КПД:

.

Себестоимость передачи и распределения электроэнергии:

 (коп./кВт*ч).

4. Механический расчет проводов ВЛ электропередачи

Механический расчет проводов ВЛ проводится с целью обеспечения в них нормативных запасов прочности и определение величин стрел провеса при работе линии в различных климатических условиях


.1 Определение удельных механических нагрузок от действия массы провода (троса)

Для АС-70/11 масса 1 км провода: G0=276 кг/км

γ1=G0·10-3/F,

γ1=276·10-3/68= 0.0041 даН/м·мм2,

F=276 мм2 - фактическое сечение провода

От действия гололеда:

γ2=(0.9·π·b·(d+b)·10-3)/F

γ2=(0.9· π·15·(11.4+15)·10-3)/276=0.0089 даН/м·мм2,

где b=10 мм - нормативная толщина стенки гололеда, [2, табл. 2.5.3],

d=11.4 мм - диаметр провода

От действия массы провода и гололеда:

γ3=γ1+γ2,

γ3=0.0041+0.0089=0.013 даН/м·мм2.

От действия ветра на провод, свободный от гололеда:

γ4=α·Cx·q·d·10-3/F,

γ4=0.725·1.1·50·11.4·10-3/276= 0.0067 даН/м·мм2,

где q=50 даН/м·мм2 - нормативный скоростной напор ветра в рассматриваемом режиме, [2, табл. 2.5.1],

α=0725 - κоэффициент, учитывающий неравномерность скоростного напора ветра по длине пролета ВЛ,

Cx=1.1 - коэффициент лобового сопротивления, или аэродинамический коэффициент, условия обтекания провода воздушным потоком.

От действия ветра:

γ5=α·Cx·0.25·q·(d+2·b)·10-3/F,

γ5=0.725·1.2·0.25·50·(11.4+2·10)·10-3/276= 0.005 даН/м·мм2.

Результирующая. Действующая на провод, свободный от гололеда:

γ6=√γ21+γ24,

γ6=√ (0.0041)2+(0.0067)2=0.0078 даН/м·мм2.

Результирующая, действующая на провод, покрытый гололедом:

γ7=√γ23+γ25,

γ7=√(0.013)2+(0.005)2=0.014 даН/м·мм2.

Определим исходный режим, т.е. наиболее тяжелый режим работы проводов ВЛ, при котором в металле возникнут наибольшие механические напряжения. В качестве исходного выберем один из следующих режимов: низшей температуры, среднегодовой температуры, наибольших механических нагрузок (при γ7).

Исходный режим определяется путем сопоставления величины расчетного пролета ВЛ со значениями критических пролетов, определяемых для комбинированных проводов по выражениям:

ℓ1к=2·σэ/γ1·√[6·[β0·(σэ-σн)+α0·(υэ-υн)]/(1-(σэ/σн)2)],

ℓ2к=2·σнб/γ1·√[6·[β0·(σнб-σн)+α0·(υг-υн)]/((γнб/γ1)2-(σнб/σн)2)],

ℓ3к=2·σнб/γ1·√[6·[β0·(σнб-σэ)+α0·(υг-υэ)]/((γнб/γ1)2-(σнб/σэ)2)],

где α0=14,5 ·10-6 1/град, β0=1/Е0=1/13,4 ·103=74.6·10-6 м·мм2/даН - коэффициенты температурного расширения комбинированного провода, определяемые по [2, табл. 2.5.8], υн, υг, υэ - низшая температура, температура, соответствующая режиму гололеда или режиму наибольшей механической нагрузки (υг=-4°C) среднегодовая температура,

ℓ1к=2·8.1/0.0041 ·√[6·[74.6·10-6·(8.1-12.2)+14.5·10-6·(5+26)]/(1-(8.1/12.2)2)]=121.9м,

ℓ2к=2·12.2/0.0041 ·√[6·[74.6·10-6·(12.2-12.2)+14.5·10-6·(5+26)]/((0.014/0.0041)-(12.2/12.2)2)]=177.36 м,

ℓ3к=2·12.2/0.0041 ·√[6·[74.6·10-6·(12.2-8.1)+14.5·10-6·(5+12)]/((0.014/0.0041)-(12.2/8.1)2)]=187.78 м.

При выполнении механического расчета принимается условно, что участок линии сооружается на идеально ровной поверхности земли и имеет равные по величине пролеты между смежными опорами. Величиной пролета необходимо задаться, исходя из диапазона пролетов, соответствующего конкретному типу унифицированной опоры [5, табл. 2.40], имея в виду, что ВЛ, в зависимости от сечения проводов, имеют наибольший допустимый пролет.

Получили, что исходным режимом является режим наибольшей механической нагрузки (υг, γнб, σнб).

Определив исходный режим для расчета провода, получаем возможность рассчитать величину напряжения в любом ином режиме работы ВЛ с помощью основного уравнения состояния, которое имеет вид

σn-(ℓ2·γ2n·Е)/(24· σ2n)=σm-(ℓ2·γ2m·Е)/(24· σ2m)-α0·Е·(υn-υm),

где n и m - обозначения двух режимов провода или тросов.

Для правильного выбора высоты типовой опоры необходимо определить максимальную стрелу провеса провода, которая может возникнуть на ВЛ в одном из расчетных режимов работы. Напряжения в металлах проводов в этих режимах определяют путем решения основного уравнения состояния провода для двух режимов работы ВЛ:

σисх-(ℓ2·γ2исх·Е)/(24· σ2исх)=συ νб-(ℓ2·γ21·Е)/(24· σ2υ нб)-α0·Е·(υисх-υυ нб),

σисх-(ℓ2·γ2исх·Е)/(24· σ2исх)=σγ 3-(ℓ2·γ23·Е)/(24· σ2γ 3)-α0·Е·(υисх-υг),

где συ νб, σγ 3 - напряжения в режимах наибольшей температуры и гололеда без ветра соответственно.

.2-(2502·(0.0095)2·7.7·103)/(24·12.22)=συνб-(2502·(3.443·10-3)2·7.7·103)/(24·συ νб),

12.2-(2502·(0.0095)2·7.7·103)/(24·12.22)=σγ3-(2502·(0.00902)2·7.7·103)/(24·σγ3).

Получили συ νб=4.65даН/мм2, σγ3=11.9421 даН/мм2.

Найдем стрелы провеса в этих режимах, одна из которых будет наибольшей:

 σ υνб=ℓ2·γ1·/(8·σнб), fγ3=ℓ2·γ3/(8·σγ3),

f σ υνб=2502·3.443·10-3/(8·4.652)=5.709 м,

fγ3=2502·0.00902/(8·11.9421)=5.9 м.

Выбор опоры и проверка ее габаритов

Для участка линии от ПС1 до ПС4 выбираем железобетонную промежуточную одноцепную свободностоящую опору П 110-1.

Проверяем допустимый габарит приближения провода к земле:

г≥hг+fмакс+λг,

где Hг=17,5 м - высота опоры до траверса, [5, табл.2.41],

hг=7 м - допустимый габарит приближения ВЛ к земле, [2, табл. 2.5.23],

λг=0.14·7=0.98 м - длина гирлянды, [5],

fмакс=fγ3=5.9 м - максимальная стрела провеса,

,5≥7+5.9+0.98,

Неравенство выполняется.

Провода ВЛ будут работать в соответствии с выполненными проектными расчетами при условии, что в процессе строительства ВЛ и их подвески на опоры будут обеспечены необходимые значения монтажных стрел провеса fмонт.

Заключение

В результате выполнения курсового проекта в соответствии с заданием был разработан оптимальный вариант электрической сети района нагрузок.

Для сравнения из нескольких вариантов конфигурации сети на основании наименьшей стоимости, наибольшей надежности и удобства эксплуатации были выбраны два.

В ходе дальнейшей разработки вариантов и расчета их экономической эффективности методом дисконтированных затрат был выбран вариант схемы с кольцевым участком сети.

Проектируемая сеть относится к числу районных сетей напряжением 220 -110 кВ. Сеть питает четыре ПС, в составе потребителей которых имеются потребители I, II, III категорий по надежности электроснабжения.

Линии электропередач напряжением 110 кВ и 220 кВ выполнены на железобетонных и стальных опорах, в обоих случаях использованы сталеалюминевые провода.

Сечения проводов линий были приняты с учетом экономической плотности тока и ограничения потерь на корону и проверены по допустимому току в послеаварийном режиме работы. В проектируемой сети использованы провода марок: АС - 70/11; АС - 120/19; АС - 150/24; АС - 240/32.

Питание потребителей осуществляется через два трансформатора на каждой подстанции. Трансформаторы выбраны с учетом перегрузочной способности:

на ПС-2 - АТДЦТН - 125000/220/110/10;

на ПС-1,- ТДН - 16000/110/10;

на ПС-3 ТРДН- 25000/110/10;

ПС-4 - ТДН- 16000/110/10;

На следующем этапе проектирования были рассчитаны установившиеся режимы: максимальный, минимальный и 4 послеаварийных режима. Произведено регулирование напряжения у потребителей с помощью РПН силовых трансформаторов и выровнен коэффициент реактивной мощности на ПС А с помощью ШБК у потребителей 10 кВ.

В результате технико-экономического расчета получили следующие показатели сети:

1. Суммарные капиталовложения в сеть: КСЕТИ =  тыс.руб.

. Суммарные издержки на эксплуатацию сети: ИОБЩ = тыс.руб./год;

. Себестоимость передачи электроэнергии по сети:

. Максимальный коэффициент полезного действия сети =98,47%.

. Средневзвешенный коэффициент полезного действия: =98,87%.

Проведенный технико-экономический расчет показал, что электрическая сеть района нагрузок отвечает требованиям экономичности, так как суммарные потери мощности и электроэнергии не превышают 5%.

На последнем этапе выполнен механический расчет опоры П 110-1 от ПС 1 до ПС 4.

Список использованных источников

1.     Справочник по проектированию электрических сетей. Под редакцией Д.Л. Файбисовича. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2005 - 320 с. ил.

2.      Правило устройства электроустановок. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2002.

3.     Бушуева О.А., Кулешов А.И. Электрическая сеть района нагрузок: Учебное пособие к курсовому проекту. - Иваново, 2006. - 72 с.

4.      Выбор силовых трансформаторов подстанций энергосистем и промышленных предприятий с учетом допустимых нагрузок. Методические указания. Б.Я. Прахин. - Иваново; ИЭИ, 1999г.

5. Методические указания по курсовому проектированию электрических сетей. Б.Я. Прахин, О.И. Рыжов. - Иваново; ИЭИ, 1988г.

. Методические указания по расчету установившихся режимов в курсовом проектировании электрических сетей. Бушуева О.А., Парфенычева Н.Н. - Иваново: ИГЭУ, 2004.

Похожие работы на - Электрическая сеть района нагрузок

 

Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу
Без плагиата!