Загрузка...упрощенный порядок проектирования электрической сети района
упрощенный порядок проектирования электрической сети района
ОГЛАВЛЕНИЕ
Введение
. Разработка вариантов конфигураций и выбор номинальных напряжений сети
. ориентировочный выбор компенсирующих устройст
. Выбор числа и мощности трансформаторов на понижающих подстанциях
. Выбор конструктивного исполнения сети и сечений проводников
.1 Сечения проводников 35 кВ и выше
.2 Сечения проводников до 35 кВ
. Технико-экономическое сравнение вариантов сети
.1 Определение капитальных затрат
.2 Определение годовых эксплуатационных расходов
5.3 Сравнение двух вариантов сетей
. электрический расчёт характерных режимов сети
. Выбор ответвлений трансформаторов и других средств обеспечения качества напряжения
. Технико-экономические показатели электрической сети
Заключение
Список использованных источников
ВВЕДЕНИЕ
В данной работе рассмотрен упрощенный порядок проектирования электрической сети района. В ходе работы обучающимся достигнуты результаты:
) Усвоен материал, связанный с содержанием работы;
) Повышен навык использования справочной литературы;
) Приобретены знания и способности, необходимые для дальнейшего обучения выбранной специальности.
1. РАЗРАБОТКА ВАРИАНТОВ КОНФИГУРАЦИЙ И ВЫБОР НОМИНАЛЬНЫХ НАПРЯЖЕНИЙ СЕТИ
Из возможных вариантов конфигураций сети выбираем два наилучших — №1 и №2.
Рисунок 1.1 — Варианты сети
Длины участков
Вариант сети №1 Вариант сети №2
Номинальное напряжение для участка Л1 (вариант №1):
по формуле Илларионова
принимаем ближайшее стандартное
по экономическим областям [3, рисунок 6.5]
Принимаем
Аналогично выбираем номинальные напряжения остальных участков обоих вариантов конфигурации сети и сводим результаты в таблицу 1.2.
Таблица 1.2 — Результаты выбора номинального напряжения участков сети
Участок сетиНоминальное напряжениеВыбранное напряжение, кВПо формуле ИлларионоваПо экономическим областямВариант сети №1Л1110110/150110Л2110110110Л3220220220Л4220220220Вариант сети №2Л1220220220Л2220220220Л3110110/220220Л4110110220Л5220220220
2. ориентировочный ВЫБОР КОМПЕНСИРУЮЩИХ УСТРОЙСТВ
Рассчитаем необходимую мощность компенсаторов реактивной мощности по формуле:
и сведём результаты в таблицу 2.1
Таблица 2.1 — необходимые мощности реактивных компенсаторов
Потребитель1280,897,282230,9503720,9504720,9010,8
Потребитель №1. I категория. необходимая мощность одного компенсатора
Выбираем по [1, таблица 7.27] стандартную 10 кВ шунтовую конденсаторную батарею мощностью .
потребитель №2. III категория. В обоих вариантах схемы будет использован один двухобмоточный трансформатор. Компенсатор для этого потребителя не требуется, так как реальный коэффициент мощности соответствует желаемому.
Потребитель №3. В обоих вариантах схемы будет использован один двухобмоточный трансформатор. Компенсатор для этого потребителя не требуется, так как реальный коэффициент мощности соответствует желаемому.
Потребитель №4. I категория, напряжения всех подводимых линий одинаковы (п. 1). В обоих вариантах сети будут использованы два двухобмоточных трансформатора. Необходимая мощность одного компенсатора
Выбираем по [1, таблица 7.27] стандартную 10 кВ шунтовую конденсаторную батарею мощностью .
Сведём полученные данные в таблицу 2.2
Таблица 2.2 — Результаты выбора компенсирующих устройств
Номер подстанции количество и тип компенсирующих устройствВариант сети №11280,590,3299,64ШКБ 2,4 Мвар2230,3290,3290-3720,3290,3290-4720,480,32914,44ШКБ 3,6 МварВариант сети №21280,590,3299,64ШКБ 2,4 Мвар2230,3290,3290-3720,3290,3290-4720,480,32914,44ШКБ 3,6 Мвар
3. ВЫБОР ЧИСЛА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ НА ПОНИЖАЮЩИХ ПОДСТАНЦИЯХ
потребитель №1
Минимальная мощность каждого трансформатора:
Выбираем по [1, таблица 5.18] трансформатор ТРДН-25000/110.
Для второго варианта выбираем трансформатор ТРДН-25000/220
Коэффициент загрузки трансформатора:
в нормальном режиме
в аварийном режиме
Потребитель №2
Минимальная мощность каждого трансформатора:
Выбираем по [1, таблица 5.18] трансформатор ТРДН-25000/110.
Для второго варианта выбираем трансформатор ТРДН-25000/220
Коэффициент загрузки трансформатора
потребитель №3.
Минимальная мощность каждого трансформатора:
Выбираем по [1, таблица 5.18] трансформатор ТРДН-63000/220.
Для второго варианта выбираем трансформатор ТРДН-63000/220
Коэффициент загрузки трансформатора
Коэффициент аварийной перегрузки
потребитель №4.
Минимальная мощность каждого трансформатора:
Выбираем по [1, таблица 5.18] трансформатор ТДН-63000/220.
Коэффициент загрузки трансформатора:
в нормальном режиме
в аварийном режиме
Потребитель №5. II категория, напряжение линии — 10 кВ. Требуется установка двух трансформаторов 10/0,4 кВ.
Полная мощность потребителя
Минимальная мощность каждого трансформатора:
Выбираем по [2, таблица 24.4] трансформатор ТС-400/10.
Коэффициент загрузки трансформатора:
в нормальном режиме
в аварийном режиме
Потребитель №6. II категория, напряжение линии — 10 кВ. Требуется установка одного трансформатора 10/0,4 кВ.
Полная мощность потребителя
Минимальная мощность трансформатора:
Выбираем по [2, таблица 24.5] трансформатор ТМ-400/10.
Коэффициент загрузки трансформатора
Коэффициент аварийной перегрузки
Результаты выбора трансформаторов сводим в таблицу 3.1
Таблица 3.1 — Результаты выбора трансформаторов
Номер подстанцииКатегория потребителейЧисло трансформаторовМарка трансформаторов128,841225ТРДН-25000/1100,581,15224,23125ТРДН-25000/1100,97-375,81263ТРДН-63000/220472,61263ТРДН-63000/2200,581,15522400ТС-400/10622400ТМ-400/10Вариант сети №2128,841225ТРДН-25000/2200,581,15224,23125ТРДН-25000/2200,97-375,81263ТРДН-63000/220472,61263ТРДН-63000/2200,581,15522400ТС-400/10622400ТМ-400/10
Структурные схемы сетей представлены на рисунке 3.1
а) Вариант №1
б) Вариант №2
рисунок 3.1 — Структурные схемы сетей
4. ВЫБОР КОНСТРУКТИВНОГО исполнения СЕТИ И СЕЧЕНИЙ ПРОВОДНИКОВ
электрическая сеть проектирование
4.1 Сечения проводников 35 кВ и выше
Для передачи электроэнергии используем сталеалюминевые воздушные линии.
Вариант №1
Мощность, передаваемая линией Л1:
Аналогично
Расчётный ток в Л1 в режиме наибольших нагрузок при нормальном режиме работы сети:
Так как для всех потребителей , то экономическая плотность тока для всех линий [1, таблица 3.12].
Экономическое сечение линии Л1:
Производим проверку по нагреву. Длительно допустимый ток для проводов АС-150/24 вне помещений [1, таблица 3.15].
Послеаварийный ток в линии Л1 Так как , то провод АС-150/24 проходит проверку по нагреву, принимаем его для линии Л1.
Аналогично выполним подбор сечений проводников для всех остальных линий и сведём результаты в таблицу 4.1
Таблица 4.1 — Результаты выбора сечений проводов ВЛ 35 кВ и выше
Участок сетиТок, АСечение по условию:Марка проводаНормальный режимПослеаварийный режим короныВариант сети №1Л11101392780,915070450АС150/24Л21101271270,915070450АС120/19Л32201002000,8120240310АС 240/32Л4220961920,8120240610АС 240/32Вариант сети №2Л1220262,5526,70,9240240610АС240/32Л22201914460,9180240610АС240/32Л32201233800,9150240610АС240/32Л4220711890,9120240610АС240/32Л5220264,2526,70,9240240610АС240/324.2 Сечения проводников до 35 кВ
Схема питания потребителей №№ 5, 6 приведена на рисунке 4.1. Питание осуществляется ВЛ 10 кВ.
рисунок 4.1 — Схема питания потребителей №№ 5, 6
Производим выбор сечения ВЛ.
Провод, питающий потребителя №6
) Выбор по экономической плотности тока.
Принимаем ближайшее стандартное сечение жилы
Выбираем провод марки СИП-3-16
Сведём результаты в таблицу 4.2.
Таблица 4.2 — Результаты выбора сечений кабелей КЛ 10 кВ
ПотребительТок, АСечение по условию:Марка кабеляНормальный режимПослеаварийный режим
510,3620,721,11680СИП 610,8921,781,11680СИП
5. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ сравнение ВАРИАНТОВ СЕТИ
При сравнении двух вариантов электрических сетей используем метод приведённых затрат.
Приведённые затраты при одновременных капитальных вложениях (при сроке строительства не более года) и постоянных годовых эксплуатационных расходах вычисляются по формуле:
где — нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, равный 0,12;
К — капитальные затраты на сооружение электрической сети;
И — ежегодные издержки на эксплуатацию сети.
.1 Определение капитальных затрат
Капитальные вложения на сеть состоят из затрат на сооружение линий и на сооружение подстанций.
.1.1 затраты на сооружение линий
В капитальные вложения на линии входят затраты: на подготовку трассы линий, опоры, изоляторы, провода, монтаж линий и пр.
В качестве опор для сооружения ВЛ 220 кВ и выше принимаем стальные опоры.
Таблица 5.1 — Оценка капитальных затрат на сооружение ВЛ для варианта сети №1
Участок сетиЛ1Л2Л3Л4Номинальное напряжение, кВ110110220220количество цепей на опоре, шт1111Марка проводаАС150/24АС120/19АС240/32АС240/32Длина линий, км57174566количество линий на участке, шт2122базовые показатели стоимости, тыс. руб./км1050105012001200базовая стоимость участка сети, тыс. руб.11970017850108000158400капитальные затраты с учётом повышающего коэффициента, тыс. руб.318881 47552287712421978Итоговые капитальные затраты на линии, тыс. руб.1076122
Таблица 5.2 — Оценка капитальных затрат на сооружение ВЛ для варианта сети №2
Участок сетиЛ1Л2Л3Л4Л5Номинальное напряжение, кВ220220220220220количество цепей на опоре, шт11111Марка проводаАС240/32АС240/32АС240/32АС240/32АС240/32Длина линий, км5717174566количество линий на участке, шт11111базовые показатели стоимости, тыс. руб./км12001200120012001200Коэффициент приведения затрат к 2005 году2,6642,6642,6642,6642,664Базовая стоимость участка сети, тыс. руб.6840020400204005400079200капитальные затраты с учётом повышающего коэффициента 182217,654345,654345,6143856210988,8Итоговые капитальные затраты на линии, тыс. руб.645753,65.1.2 затраты на сооружение подстанций
В обоих вариантах сети все подстанции являются одинаковыми или отличия в них несущественны и не влияют на стоимость. поэтому сравнивать их не имеет смысла так как их стоимость будет одинакова.
.2 Определение годовых эксплуатационных расходов
Ежегодные Издержки сети состоят из отчислений от капитальных затрат на амортизацию эксплуатацию и подстанций и стоимости потерь электроэнергии за год:
где — Издержки на амортизацию;
— издержки на эксплуатацию;
— затраты на возмещение потерь электроэнергии;
— коэффициент амортизации, %;
— отчисления на ремонты и обслуживание элементов сети, %.
— стоимость 1кВт∙ч потерянной энергии, руб.
.2.1 Определение ежегодных издержек на амортизацию и эксплуатацию
Издержки на амортизацию и эксплуатацию линий варианта сети №1
Аналогично рассчитываются ежегодные издержки на амортизацию и эксплуатацию других линий и подстанций обоих вариантов сети. Вычисляем эти Издержки и сводим результат в таблицу.
Таблица 5.4 — Расчёт ежегодных издержек на амортизацию и эксплуатацию
Вариант №1Вариант №2капитальные затраты на сооружение, тыс. руб.:линий645753,6Издержки на амортизацию и эксплуатацию, тыс. руб.:линий72100,1743265,5итого72100,1743265,5
.2.2 Определение затрат на возмещение потерь электроэнергии
Вариант сети №2
время наибольшей нагрузки для участка ИП-1:
время наибольших потерь на участке
Потери активной мощности на участке:
потери электроэнергии на участке
Аналогично вычислим потери электроэнергии на остальных участках и сведём результаты расчётов в таблицу.
Таблица 5.5 — Определение потерь электроэнергии в сетях
ПараметрВариант №1Вариант №2А-12-1А-43-4А-11-22-33-44-5время наибольшей нагрузки, ч 215937905755572049345306579057905755Время наибольших потерь, ч 101222164286424333393754432943294286Потери активной мощности, МВт 9,423,853,880,933,881,270,7961,692,29потери электроэнергии, МВт∙ч953385321663039461295547683463731698153864132317
Потери электроэнергии в трансформаторах включают потери в стали, величина которых зависит только от параметров трансформатора и потери в меди, величина которых зависит ещё и от загрузки трансформатора.
например, для варианта сети №2 потери в стали на ПС№2:
где — потери холостого хода одного трансформатора, МВт;
— количество часов работы в год;
— количество трансформаторов на ПС.
ПараметрВариант №1Вариант №2Мощность потерь холостого хода 1-го трансформатора, МВт 0,0300,025потери холостого хода, МВт∙ч220,2183,5время наибольшей нагрузки, ч 36703670Мощность нагрузочных потерь в трансформаторах ПС, МВт 98459201Итоговые потери в трансформаторах10062,29384,5
Итого потери электроэнергии составляют:
для варианта сети №1 48703,2 МВт∙ч;
для варианта сети №2 — 41707,5 МВт∙ч,
затраты на возмещение этих потерь при стоимости электроэнергии 313 коп/кВт∙ч составляют соответственно 161207,6 и 125051,8 тыс. руб.
.3 сравнение двух вариантов сетей
Полученные в предыдущих пунктах данные подставим в формулу 5.1 и используем полученные данные для технико-экономического сравнения двух выбранных вариантов сетей.
Таблица 5.7 — Технико-экономическое сравнение вариантов
ПараметрВариант №1Вариант №2Капитальные затраты на сооружение, тыс. руб. 1076122645753,6ежегодные издержки на амортизацию и эксплуатацию, тыс. руб. 72100,1743265,5ежегодные издержки на на возмещение потерь электроэнергии, тыс. руб. 161207,6125051,8Приведённые затраты, тыс. руб. 362442,41246007,73
Очевидно, вариант сети №2 является более предпочтительным.
6. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЁТ ХАРАКТЕРНЫХ РЕЖИМОВ СЕТИ
Определим расчётные нагрузки подстанций.
Для ПС №4
Мощность в режиме наибольших нагрузок:
С учётом компенсации:
Потери мощности в трансформаторах
Зарядовая мощность примыкающих линий:
Аналогично выполняется расчёт для режима наименьших нагрузок и для других районных подстанций. Результаты расчётов сводим в таблицу 6.1
Таблица 6.1 — Определение расчётных нагрузок подстанций
Определяемый параметрНомер подстанции1234Мощность нагрузки, МВАmax28+j6,9223+j7,5972+j23,7672,631+j10,41min18,76+j4,63615,41+j5,0948,24+j15,9248,24+j6,271Мощность компенсирующих устройств, Мвар9,60010,8потери мощности в трансформаторах, МВАmax0,377+j6,2960,15+j2,8830,186+j3,3390,434+j1,286min0,189+j2,9480,066+j1,0240,104+j1,3150,395+j0,519Зарядная мощность линий, примыкающих к подстанции, Мвар4,662,1433,7186,806Расчётная нагрузка подстанции, МВАmax28,377+j13,2123,15+j10,21372,186+j27,173.07+j11,696min18,95+j7,58416,07+j6,11448,344+j17,2448,64+j6,79
Рассчитаем 3 характерных режима сети — режимы наибольших и наименьших нагрузок и послеаварийный.
Сведем данные в таблицы:
Таблица 6.2 — Режим наибольших нагрузок
Определяемый параметрУчасток сетиA-1A-41-22-33-4Сопротивление участка, Ом6,73+j24,87,79+j28.712,006+j7,42,006+j7,44,956+j18,27потери мощности на участке, МВА1,061+j2,7750,721+j2,660,054+j0,0770,071+j0,0390,254+j0,368Мощность в начале участка, МВА99,18+j24,0599,27+j20,470,02+j17,1546,9+j9,9925,53+j9,46Напряжение в начале участка, кВ242242237,3236,2235,5Падение напряжения на участке, кВ4,71,91,10,74,6Напряжение в конце участка, кВ237,3240,1236,2235,5240,1
Расчёт режима наименьших нагрузок отличается от режима наибольших нагрузок только сниженными расчётными нагрузками подстанций (коэффициент 0,56) и напряжением источника питания — оно составляет не , а . Сведём результаты расчётов этого режима в таблицу 6.3.
Таблица 6.3 — Режим наименьших нагрузок
Определяемый параметрУчасток сетиA-1A-41-22-33-4Сопротивление участка, Ом6,73+j24,87,79+j28.712,006+j7,42,006+j7,44,956+j18,27потери мощности на участке, МВА0,416+j0,8530,42+j0,9320,013+j0,1230,013+j0,1230,365+j1,12Мощность в начале участка, МВА66,17+j9,9866,45+j7,5346,89+j8,12731,37+j4,15417,45+j5,125Напряжение в начале участка, кВ231231228,2227,6227,1Падение напряжения на участке, кВ2,81,10,60,52,8Напряжение в конце участка, кВ228,2229,9227,6227,1229,9
В качестве послеаварийного режима рассматриваем повреждение на участке А-1, а для расчёта послеаварийного режима на этом участке — повреждение на участке А-4. Расчёт послеаварийного режима отличается от режима наибольших нагрузок также изменением расчётных нагрузок подстанций (вследствие отсутствия зарядовых мощностей, поступающих с участков, подвергшихся повреждению). Сведём результаты расчётов этого режима в таблицу 6.4.
Таблица 6.4 — Послеаварийный режим
Определяемый параметрУчасток сетиA-11-22-33-4Сопротивление участка, Ом6,73+j24,82,006+j7,42,006+j7,44,956+j18,27потери мощности на участке, МВА4,385+j8,3890,672+j0,7070,176+j0,3612,286+j3,297Мощность в начале участка, МВА201,04+j47,58169,17+j35,61145,38+j27,8472,983+j8,7Напряжение в начале участка, кВ242233,3230,8228,7Падение напряжения на участке, кВ8,72,72,11,6Напряжение в конце участка, кВ233,3230,8228,7227,1
7. ВЫБОР ОТВЕТВЛЕНИЙ ТРАНСФОРМАТОРОВ И других СРЕДСТВ ОБЕСПЕЧЕНИЯ КАЧЕСТВА НАПРЯЖЕНИЯ
Напряжение в точке 2:
в режиме наибольших нагрузок
Напряжение ответвления, которое обеспечивает желаемое напряжение в точке 3:
в режиме наибольших нагрузок ():
Устройство регулирования трансформатора имеет пределы .
Подберём аналогичным образом ответвления для других подстанций и послеаварийного режима. Сводим результаты в табл. 7.1 (первое число — для режима наибольших нагрузок, второе — для режима наименьших нагрузок, третье — для послеаварийного режима).
Таблица 7.1 — Результаты выбора ответвлений трансформаторов с РПН
Определяемый показательНомер подстанции1234Напряжение на стороне ВН, кВ233,9/226/230232,7/224,3/223,6230,1/226/225,2234,8/229/223потеря напряжения в трансформаторе, кВ3,4/2,2/3,33,5/3,2/6,05,3/1,1/3,35,4/0,9/2,8Требуемое напряжение на стороне НН, кВ10,5/10/10,510,5/10/10,510,5/10/10,510,5/10/10,5Расчётное напряжение регулировочного ответвления, кВ243,3/232/242245,5/231,5/240244,5/233/239,6244,1/231,8/245.8Выбранное ответвление 2/4/-11/4/-3-2/1/-33/6/-2Действительное напряжение на стороне НН, кВ10,53/9,9/10,510,5/9,9/10,410,6/9,9/10,410,5/9,9/10,5
Таблица 7.2 — Результаты выбора ответвлений трансформаторов с ПБВ
Определяемый показательНомер подстанции56Напряжение на стороне ВН, кВ10,4/9,9/10,610,4/10/10,6потеря напряжения в трансформаторе, кВ0,2/0,1/0,50,4/0,3/0,4Напряжение на стороне НН, приведённое к обмотке ВН, кВ10,2/9,8/10,110/9,7/10,2Требуемое напряжение на стороне НН, кВ0,38…0,420,38…0,42Выбранное ответвление 00стандартное напряжение выбранного регулировочного ответвления, кВ1010Действительное напряжение на стороне НН, кВ0,408/0,393/0,4050,401/0,389/0,409
8. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ показатели ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Сводим в таблицу технико-экономические показатели сети.
ПараметрЗначениеНоминальное напряжение сети, кВ220/10Длина линий, км 220 кВ 10 кВ 199 4,3Мощность компенсирующих устройств, Мвар24Общая активная мощность потребителей, МВт195,672Установленная мощность трансформаторов подстанций, МВ∙А176,8капитальные вложения в сеть, тыс. руб.635753,6годовые эксплуатационные расхода по сети, тыс. руб.43262,5Приведённые затраты электрической сети, тыс. руб.119552,9потери мощности в линиях и трансформаторах сети, МВ∙А11,25потери электроэнергии в линиях и трансформаторах сети, МВт∙ч25121годовая потребляемая всеми потребителями электроэнергия, МВт∙ч393170Удельные капитальные вложения, тыс. руб./МВт∙км30Себестоимость передачи электроэнергии, руб./МВт∙ч0,12Стоимость передачи электроэнергии, руб./МВт∙ч0,31
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
итог выполненной работы:
) Разработаны несколько возможных конфигураций электрической сети, выбраны наилучшие из них, подобраны напряжения участков;
) Для крупных потребителей выполнен упрощённый подбор компенсаторов реактивной мощности;
) Выбраны трансформаторы для подстанций;
) Выбраны сечения и конструктивное исполнение проводников сети;
) Проведено технико-экономическое сравнение двух вариантов сети, из них выбран наилучший;
) Произведён электрический расчёт характерных режимов окончательного варианта сети;
) Произведён выбор ответвлений трансформаторов сети.
список ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
1.1 Карпетян, И.Г. Справочник по проектированию электрических сетей [Текст] / И.Г. Карпетян, Д.Л. Файбисович, И.М. Шапиро, под редакцией Д.Л. Файбисовича. — 3-е изд. перераб. и доп. — М.: ЭНАС, 2009. — 392с.
2.2 авторы Электротехнический справочник В 4 т. Т. 2 Электротехнические изделия и устройства [текст]/ Под общ. ред. профессоров МЭИ В.Г. Герасимова и др. (гл. ред. И.Н. Орлов) — 9-е изд., стер. — М.: Издательство МЭИ, 2003. — 518 с.
.3 Идельчик, В.И. электрические системы и сети [Текст]: учебник для вузов / В.И. Идельчик — М.: Энергоатомиздат, 2014. — 592 с.
.4 Правила устройства электроустановок: все действующие разделы шестого и седьмого изданий [текст]
.5 Неклепаев, Б.Н. Электрическая часть станций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования [текст]: Учеб. пособие для вузов / Б.Н. Неклепаев, И.П. Крючков — М.: Энергоатомиздат, 2009. — 608 с.