Курсовая: Проектирование радиальной схемы электроснабжения

Проектирование радиальной схемы электроснабжения

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

  • Введение
  • 1. Исходные данные
  • 2. Разработка вариантов развития сети
    • 2.1 Расчет мощности источника сети кольцевой схемы
    • 2.2 Выбор номинального напряжения сети
    • 2.3 Выбор сечений проводов воздушных линий электропередач
    • 2.4 Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях
    • 2.5 Выбор схем подстанций
    • 2.6 Технико — экономическое сопоставление вариантов развития сети
    • 2.7 Расчет установившихся режимов сети максимальных нагрузок
    • 2.8 Выбор средств регулирования напряжения для радиальной схемы
    • 2.9 Выбор оборудования для радиальной схемы.
      • 2.9.1 Выбор гибких подвесных токопроводов 220 кВ
      • 2.9.2 Выбор выключателей, разъединителей и ограничителей перенапряжения
      • 2.9.3 Выбор трансформаторов тока и напряжения
  • Библиографический список
  • Приложение

Целью данной работы является проектирование электроснабжения. Проектирование проводится с соблюдением требования к надежности электроснабжения потребителей ГОСТ 19 434–84. Выбор схемы электроснабжения обосновывается технико-экономическими расчетами.

Проектирование электрической сети, включая разработку схем развития сети и схемы подстанций, является одной из основных задач развития энергетических систем, обеспечивающих надёжное и качественное электроснабжение потребителей. Качественное проектирование является основой надёжного и экономичного функционирования электроэнергетической системы.

При проектировании электроснабжения района решается ряд задач:

— выбирается более экономичный вариант схемы сети

— исследуется работы сети при различных режимах

— выбор основного и вспомогательного электрооборудования проектируемых подстанций и проверка его на срабатывание токов короткого замыкания.

1. Исходные данные

В соответствии с правилами устройства электроустановок (далее па тексту ПУЭ) район Волгоградской области относится к 4 ветровому району, по толщине стенки гололеда к 3 району, нормативная толщина стенки гололеда 15 мм.

В состав потребителей на всех подстанциях входят потребители первой, второй и третьей категории. Процентное соотношение потребителей их активная мощность и коэффициент мощности указаны ниже в таблице 1.

Таблица 1 — Характеристика потребителей

Для упрощения изображения схем сети в дальнейшем примем следующие обозначения узлов:

ПС «Балашовская» — А, ПС «Суровикино» — Г,

ПС «Литейная» — Б, ПС «Заливская» — Д,

ПС «Андриановская» — В, ПС «ВОЛГА» — ИП

2. Разработка вариантов развития сети

Рис. 1- Кольцевая схема Рис. 2- Смешанная схема

Рис. 3- Смешанная схема Рис. 4- Смешанная схема

Рис. 5- Смешанная схема Рис. 6- Смешанная схема

Рисунок 1 — Варианты развития сети

С учётом требуемой надёжности электроснабжения объектов и с учётом наименьшей длины линий примем для дальнейшего рассмотрения три варианта — кольцевую схему с суммарной длиной линий 297 км, Смешанную схему 2 — 372 км, смешанную схему 3, длиной линий 336 км.

2.1 Расчет мощности источника сети кольцевой схемы

В сетях с односторонним питание пото кораспределение рассчитывается следующим образом: последовательно, начиная от самых отдаленных потребителей, складываем мощности узлов, встречающихся при приближении к источнику. Таким образом, получаем перетоки мощности на всех радиальных участках сети.

В случае сети замкнутого типа перетоки необходимо рассчитывать, используя правило «моментов», представив сеть замкнутого типа в виде сети с двухсторонним питанием.

При этом мощность каждого источника определяется по формулам (1) и (2):

где. — соответственно, определяемые активная и реактивная мощности источников;

— активная и реактивная составляющие в узлах потребителей;

— расстояние противоположенного источника до данного потребителя;

— общее расстояние между источниками.

На остальных участках мощность определяется по закону Кирхгофа.

Если в кольце имеются участки с двумя и более параллельными цепями, то необходимо эти участки привести к эквивалентным длинам:

где — длина линии, км;

— число параллельных ветвей.

Определим активную, реактивную и полную мощность источника питания для расчета кольцевой схемы по формулам (1) и (2):

2.2 Выбор номинального напряжения сети

Напряжение сети зависит от нескольких факторов:

— мощность потребителей;

— удаленность их от источника питания;

— района сооружения сети и класса номинального напряжения существующей сети.

Выбор напряжения определяется экономическими факторами; при увеличении номинального напряжения возрастает капиталовложения в сооружение сети, но за счет снижения потерь электроэнергии уменьшаются эксплуатационные издержки.

В практике проектирования для выбора рационального напряжения используются кривые, данные по пропускной способности и дальности линий электропередачи или эмпирические формулы, в частности, формула Г. А. Илларионова. дающая удовлетворительные результаты для шкалы напряжений от 35 до 1150 кВ,

где — длина линии на рассматриваемом участке;

— переток мощности на рассматриваемом участке.

Расчет кольцевой схемы

Выбираем класс номинального напряжения 220 кВ.

Расчет радиальной схемы

для участка ПС-А:

По наибольшему значению напряжения на участках радиальной схемы выбираем класс номинального напряжения, полученные значения сводим в таблицу 2.

Расчет смешанной схемы3

В кольце1 выбираем класс номинального напряжения 220 кВ.

Для кольца2 выбираем класс номинального напряжения 110 кВ.

Таблица 2 — Выбор номинального напряжения для смешанной схемы2

2.3 Выбор сечений проводов воздушных линий электропередач

Выбор сечения проводов ВЛ электропередачи 35−500кВ можно выполнять по экономическим интервалам и по экономической плотности тока.

Для воздушных линий выбираем сталеалюминевые провода марки АС.

для кольцевой схемы:

Для выбора сечения необходимо определить токи в сети. Нагрузочные токи сети определяются по соотношению (5):

где — коэффициент мощности

Р — активная мощность

— номинальное напряжение

Ток на головном участке ПС — 6 определяется по правилу моментов:

Участок ПС-Д: Максимальный критический ток участка равен 517А, при напряжении на линии 220 кВ, ближайший допустимый ток Iдоп=610А, соответствует сечению 240 мм². На этом участке выбирается одноцепная линия с проводом АС-240.

Аналогично рассчитываются токи и сечения проводников на других участках и для других схем, результаты сводим в таблицу 3.

Таблица 3 — Выбор сечения проводников для вариантов сети

Анализ распределения тока в кольцевой, радиальной и смешанной сети показал, что для всех участков выбранные сечения соответствуют условиям надежности.

2. 4 Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях

Выбор количества трансформаторов (автотрансформаторов) зависит от требований к надежности электроснабжения потребителей и является технико-экономической задачей.

В практике проектирования на подстанциях всех категорий предусматривается, как правило, установка двух трансформаторов. Установка одного трансформатора рекомендуется только в случае питания потребителей III категории при наличии в сетевом районе передвижной подстанции, обеспечивающей замену трансформатора в течение суток.

Мощность трансформатора в нормальных условиях должна обеспечить питание электрической энергией всех потребителей, подключенных к данной подстанции. Если подстанция питает потребителей I и II категорий, на ней должны быть установлены трансформаторы такой мощности, при которой обеспечивалось бы питание одним трансформатором потребителей таких категорий с допустимой перегрузкой до 40% на время не более 6 часов, в течение 5 суток. Следует учитывать, что при аварии с одним из трансформаторов допускается отключение потребителей III категории. Мощность трансформатора может быть определена ориентировочно по выражению:

где — наибольшая нагрузка подстанций;

— коэффициент допустимой перегрузки; n — число трансформаторов на подстанции.

для кольцевой схемы:

Аналогично произведем расчеты для остальных подстанций и для других схем и полученные результаты сведем в таблицу 5.

Таблица 5 — Мощности трансформаторов

2. 6 Технико-экономическое сопоставление вариантов развития сети

Варианты, подлежащие технико-экономическому сравнению, должны быть технически и экономически сопоставимы, то есть обеспечивать одинаковую передаваемую мощность и качество электроэнергии в нормальных и послеаварийных режимах работы сети. При сопоставлении схем с разной степенью надежности должна учитываться величина ущерба народному хозяйству от вероятного нарушения электроснабжения. В этом случае подсчет приведенных затрат производится по следующей формуле:

где — нормативный коэффициент эффективности (в энергетике = 0,12);

— соответственно капитальные вложения в линии и подстанции;

— соответственно издержки на амортизацию и обслуживание линий, подстанций и — издержки на возмещение потерь энергии в электрических сетях;

У — математическое ожидание народнохозяйственного ущерба от нарушения электроснабжения.

Определение капитальных вложений производится обычно по укрупненным стоимостным показателям для всего оборудования подстанций и ЛЭП.

Ежегодные издержки и определяются суммой отчислений от капитальных вложений и, где — соответственно коэффициенты отчислений на амортизацию и обслуживание для линий и подстанций.

Издержки на возмещение потерь энергии в линиях и трансформаторах определяются по формуле:

где — удельная стоимость потерь активной энергии;

— суммарные переменные потери мощности в сети в режиме максимальных нагрузок;

— число часов максимальных потерь в году,

— суммарные потери холостого хода трансформаторов.

Учет фактора надежности производится путем определения среднегодового ущерба от нарушений электроснабжения. В случае питания потребителя по одной линии ущерб У при ее аварийном отключении можно оценить по выражению:

где б — удельный годовой ущерб от аварийных ограничений электроснабжения;

— максимальная нагрузка потребителя;

— коэффициент вынужденного простоя;

е — степень ограничения потребителя (е = 1 при полном отключении потребителя, е < 1 при частичном отключении).

где — число последовательно включенных элементов сети;

— среднее время восстановления элемента i. — параметр потока отказов элемента i.

Необходимо иметь в виду, что варианты схемы с разными номинальными напряжениями из-за различной стоимости аппаратуры и разных величин потерь электроэнергии могут сравниваться только по приведенным затратам с учетом оборудования подстанций потребителей и потерь энергии в них.

На основании анализа результатов расчета выбираются два варианта с меньшими приведенными затратами.

Варианты схем считаются экономически равноценными, если разница в приведенных затратах равна или менее 5%. В таком случае следует выбирать варианты схем:

а) с более высоким напряжением;

б) с более высокой надежностью электроснабжения;

в) с более высокой оперативной гибкостью схемы;

г) с меньшим расходом цветного металла на провода ВЛ и с меньшим необходимым количеством электрической аппаратуры;

д) с лучшими возможностями развития сети при росте нагрузок или при появлении новых пунктов потребления электроэнергии.

Расчет кольцевой схемы

Участок ПС-А. Он предполагает присоединение узла ПС к узлу, А по одной линии АС-240 с установкой на подстанции двух трансформаторов ТДТМ-25 000/220.

Капиталовложения в линию:

где С — стоимость 1 км линии;

l — длина линии, n — число параллельных линий.

С = 148,8 тыс. руб. /км,

Капиталовложения в подстанцию включают стоимость трансформаторов и РУ высшего напряжения. Стоимость Р У низшего напряжения незначительна, вследствие невысокой стоимости выключателей 10 кВ. Расчетная стоимость трансформатора 2ТДТН-25 000/220 составляет 168 тыс. руб. стоимость ячейки выключателя 220 кВ — 85 тыс. руб. тогда:

Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание для линий составляют 2,8%, для подстанций 220 кВ — 9,4%, соответственно.

Для определения издержек на покрытие потерь электроэнергии необходимо найти параметры схемы замещения сети:

Суммарные потери холостого хода трансформаторов

Потери мощности в максимальном режиме ток определен при выборе сечений. тогда

Число часов максимальных потерь

Удельная стоимость потерь электроэнергии составляет 9,7 коп. /кВт•ч, тыс. руб. /МВт•ч. Питание потребителей может быть аварийно прекращено и ущерб, связанный с перерывом питания, будет рассчитываться по формуле (9).

При его расчете следует учесть два последовательно включенных элемента: линию и трансформатор (n= 2), при полном отключении е = 1, удельный ущерб

а = 6 тыс. руб. /кВт = 6• тыс. руб. /МВт, = 3,09 МВт.

Параметры потока отказов линии отказ/год на 100 км, трансформатора отказ/год. Среднее время восстановления для линии лет/отказ, трансформатора лет/отказ при наличии в системе резервного трансформатора.

Аналогичные расчеты для других участков кольцевой, радиальной и смешанной схем сведем в таблицу 7.

Таблица 7 — Расчетные экономические показатели схем развития сети

Анализ результатов сопоставления вариантов развития сети показывает, что наиболее экономичными являются схема 2 и схема 3, однако схема 3 является более надёжной.

2.7 Расчет установившихся режимов сети максимальных нагрузок

Расчет установившихся режимов выполняется с целью выявления уровней напряжения в узлах сети, анализа их допустимости и выбора, при необходимости, средств регулирования напряжения с целью ввода режима в допустимую область по уровням напряжений.

Основными этапами расчета и анализа режимов являются следующие:

-составление схемы замещения и расчета ее параметров для наиболее экономичного варианта сети;

-расчет установившихся режимов в нормальных и послеаварийных режимах;

-анализ уровней напряжений в узлах сети и выбор средств регулирования напряжения с целью соблюдения требований ГОСТ по напряжению;

-результаты расчетов нормальных и послеаварийных режимов наносят на схему сети с указанием мощностей выбранных компенсирующих устройств и отпаек на трансформаторы.

Схемы замещения для расчета радиальной и кольцевой схем представлены на рисунке 2.

Рисунок 2 — Схема замещения смешанной схемы

Таблица 9 — Параметры узлов сети

Из таблицы видно, что отпайки для смешанной схемы не требуются.

2.9 Выбор оборудования для радиальной схемы.

Расчетные условия для выбора проводников и аппаратов

Расчетные токи продолжительного режима в цепи двухобмоточного трансформатора на стороне ВН и НН:

где S/ном.т — номинальная мощность трансформатора следующего на порядок выше по шкале ГОСТ номинальной мощности, МВА;

Uном — номинальное напряжение трансформатора, кВ;

Тогда на стороне ВН:

Тогда на стороне НН:

Максимальный ток в питающих линиях будет протекать при обрыве ЛЭП «Волга — Заливская» I=537А.

2.9.1 Выбор гибких подвесных токопроводов 220 кВ

В РУ 110 кВ применяется гибкая ошиновка, выполненная проводами АС. Выбор сборных шин проводится по току Iмакс = 537 А. Принимается провод АС-240/32,

q = 70 мм², d = 25 мм², Iдоп = 605 А.

Проверка сечения на нагрев производится по следующему выражению, А;

Проверка шин на электродинамическое действие тока к.з. не производится, так как IП0 < 20 кА согласно ПУЭ.

Проверка на термическое действие токов к.з.

Минимальное сечение по термической стойкости, мм2:

где С =95 Ас½ /мм2;

Для того, чтобы определить рассчитаем токи к.з.

Выбор базовых величин:

Sб = 140 МВА, Uб = 230 кВ

Базисный ток определяем по формуле:

Сопротивления элементов сети:

Расчет сопротивлений производим в относительных величинах.

Сопротивления источника питания:

Определяем результирующие сопротивления до точки К. 1:

Периодическая составляющая тока к.з.

Расчеты для остальных точек к.з. сведем в таблицу 14.

Таблица 14 — Расчет токов к.з. для радиальной схемы

где тепловой импульс тока к.з.

Та- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к.з.

время срабатывания релейной защиты,

время отключения к.з.

19,06 < 95 мм²

Проверка по условиям коронирования:

Начальная критическая напряженность электрического поля Е0, кВ/см;

где m — коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов m = 0,82); rо — радиус провода, см;

Напряженность электрического поля около поверхности провода Е, кВ/см;

где Dср — среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см;

Dср =1,26 D — при горизонтальном расположении фаз, где D — расстояние между соседними фазами (D= 200 см);

Условие проверки наличия короны, кВ/см;

Из расчетов следует, что провод АС-70/11 проходит по условиям коронирования.

2.9.2 Выбор выключателей, разъединителей и ограничителей перенапряжения

В РУ с высшим напряжением 22 0кВ устанавливаются малообъемные масляные, вакуумные или элегазовые выключатели.

Выбор выключателей производится по следующим параметрам:

— по напряжению:

— по включающей способности:

— по отключающей способности:

— по электродинамической стойкости:

— по термической стойкости:

По данным условиям выбираются элегазовые выключатели ВГУ-220/3150/45 УХЛ 1 для РУ ВН.

Выбор разъединителей выполняется по следующим параметрам:

по напряжению установки: (39)

— по электродинамической стойкости:

где — предельный сквозной ток к.з. (амплитуда и действующее значение);

— по термической стойкости:

По данным условиям по каталогу выбираются разъединители типа

РНДЗ-2 201 000У1, данные расчетов и каталожные данные сведены в таблицу 15.

Таблица 15 Данные выключателя и разъединителя на стороне ВН

В ремонтной перемычке устанавливаются два разъединителя РНДЗ. 2−220−1000 У1, на линиях 220 кВ устанавливаются разъединители РНДЗ. 1−220−1000 У1. В перемычке РУ ВН устанавливается выключатель ВГУ-220/3150/40 УХЛ1 и два разъединителя РНДЗ. 1−220−1000 У1.

Ограничители перенапряжения (ОПН) выбираются по номинальному напряжению установки:

— защита подходящих линий 220 кВ — ОПН — 220 У1;

— защита силового трансформатора — ОПН — 220 У1;

— защита РУ 10 кВ — ОПН — 10 У1.

2.9.3 Выбор трансформаторов тока и напряжения

На стороне 110 кВ устанавливается ТФЗМ 110Б-I У1, выбор которого приведен в таблице 16.

Таблица 16 — Выбор трансформатора тока на стороне 110 кВ

Суммарная потребляемая мощность 100 В·А обеспечит класс точности 0,5.

сеть электропередача радиальный

1. А. А. Герасименко. В. Т. Федин. Передача и распределение электрической энергии / Герасименко А. А. Федин В. Т. Изд. 2-е. — Ростов н/Дон: Феникс, Энергоатомиздат, 2008. -715с.

2. Идельчик В. И. Электрические сети и системы 6 Учебник для вузов. — М. Энергоатомиздат, 1989. — 582с.

3. Справочник по проектированию электроэнергетических систем / Под ред. С. С. Рокотян и И. М. Шапиро. — М. Энергоатомиздат, 1985. -382 с.

4. Справочник по проектированию электрических сетей / Под ред. Д. Л. Файбисовича. — М. НЦ ЭНАС, 2005. — 320 с.

5. Балаков Ю. Н. Мисриханов М. Ш. Шунтов А. В. Проектирование схем электроустановок: Учебное пособие для вузов — 2-е изд. стереот.- М. Издательский дом МЭИ, 2066−288 с.

6. Правила Устройства Электроустановок (ПУЭ), изд. 7-е. М. НТЦ «ЭНАС», 2003.

7. Шебес М. Р. Задачник по теории линейных электрических цепей: Учеб. Пособие, 3-е изд. перераб. и доп. — М. Высш. Школа, 1982. -488 с. ил.

Чертежи схем подстанций

Рисунок А.1 — Кольцевая схема

Рисунок А.2 — Смешанная схема2

Рисунок А.3 — Смешанная схема3