Главная Учебники - Разные Лекции (разные) - часть 28
Министерство образования и науки Республики Казахстан Карагандинский политехнический колледж. РАСЧЁТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ 110/35/10 кВ Пояснительная записка ПКЭК 2103002.005 – 22ПЗ Руководитель проекта: Ахметов С.К. Выполнил учащийся Группы ЭСП-06з Туменбаев К.И. 2009 СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ 1.ВЫБОР ВАРИАНТОВ СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ И ТРАНСФОРМАТОРОВ 1.1.Определение электрических нагрузок 1.2.Выбор вариантов схем электроснабжения 1.3.Выбор силовых трансформаторов и автотрансформаторов 1.4.Определение потерь мощности в силовых трансформаторах и автотрансформаторах 2.ВЫБОР СЕЧЕНИЯ ПРОВОДОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ ЭНЕРГИИ В НИХ 2.1.Выбор сечения проводов ВЛ 2.2.Определение потерь энергии в ВЛ 3.ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ 4.ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ СЕТИ 4.1.Порядок электрического расчета сети 4.2. Составление схемы замещения и определение параметров сети 4.3 Определение расчетных нагрузок на шинах подстанции. 4.4 Определение расчетных нагрузок на участках ЛЭП 4.5.Определение напряжения на шинах подстанции В максимальном режиме В минимальном режиме Аварийный режим 4.6.Выбор способа регулирования напряжения и определение коэффициента трансформации. В максимальном режиме В минимальном режиме В аварийном режиме СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ Введение
Любую развитую страну мира немыслимо представить себе без мощной электроэнергетики – одной из основных отраслей промышленности, охватывающей производство электроэнергии, её передачу, распределение и потребление. Электроэнергетическая база Казахстана начала создаваться в 30-х годах ХХ века. По плану ГОЭЛРО должны быть созданы ряд гидроэлектростанций в районе Алматы и Восточном Казахстане. Строились небольшие электростанции при фабриках, заводах, нефтепромыслах и рудниках. Доля Казахстана в общесоюзном производстве в 1940 г. – 1,3%, а в 1950 г. – менее 3%. В 50-х годах строились ведомственные электростанции при крупных предприятиях. Так в 1950 г. более 80% электроэнергии вырабатывалось промышленными и районными станциями (из-за финансовых, материальных и трудовых ресурсов). После 50-х годов проводится работа по централизации энергообеспечения республики. В 1950-60 гг. сданы: Жезказганска ТЭЦ, Усть – Каменогорская ГЭС, агрегат Бухтарминской ГЭС и расширяются мощности дейсвующих электростанций. В 1966-70 гг. закончено сооружение Шардаринской ГЭС, начато строительство Капчагайской ГЭС и Жамбыльской ГРЭС. Построен линии электропередач Алматы – Бишкек – Жамбыл. В 1971-75 гг. Энергетическая база республики пополнилась Аксуйской ГРЭС и Капчагайской ГЭС. В 1973 г. вступила в строй атомная электростанция в г. Актау мощностью 150 тыс.кВт электроэнергии. За период 1976-80гг. были введены два энергоблока Экибастузской ГРЭС. Началось строительство Шульбинской ГЭС мощностью 1350 тыс. кВт. В 1981-85 гг. освоена проектная мощность Экибастузской ГРЭС– 1 и ввод в действие энергоблоков на ГРЭС– 2, Шульбинской ГЭС. Ввод последних позволял оросить более 400 тыс. га земель Павлодарской и Восточно-Казахстанской областей, сенокосы и пастбища в пойме р.Иртыш. Намечалось строительство энергоблока сверхвысокого напряжения Экибастуз –Урал – Центр. Чтобы энергетические системы и сети надежно и экономично работали надо понимать сложные процессы в линиях сверхвысоких, высоких и др. напряжений. Надо уметь правильно эти сети проектировать: выбирать наиболее экономичные и надежные схемы и конфигурации, рациональные напряжения, оптимальные сечения проводов, число и мощность трансформаторов, мощность и место расположения компенсирующих устройств и так далее. Надо знать методы расчетов нормальных и аварийных режимов работы: мощность (или токи) на отдельных участках сети, мощность и напряжения в узлах системы для различных систем; потери мощности, которые иногда достигают 10-15% от всей передаваемой мощности в системе и обходятся государству в миллионы тенге. 1.ВЫБОР ВАРИАНТОВ СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ И ТРАНСФОРМАТОРОВ 1.1.Определение электрических нагрузок В задании на курсовое проектирование даны значения активных нагрузок и коэффициентов мощности для каждого потребителя в максимальном и минимальном режиме при соответствующих напряжениях. По этим данным следует определить реактивные и полные нагрузки по подстанциям Расчеты выполняются по следующим соотношениям: Таблица1. Параметры потребителей электрической сети U2
35 кВ U3
10 кВ U1
110 кВ U2
35кВ U3
10 кВ P Q S P Q S P Q S P Q S P Q S P Q S 1.2.Выбор вариантов схем электроснабжения При проектировании предварительно намечаются несколько вариантов (5- 6) схем электрической сети. Затем, в результате рассуждений, простейших прикидок и сравнений (по общей длине линий, по типу трансформаторов, по моменту нагрузок) выбирают две схемы для дальнейшего расчета. Можно выбрать несколько вариантов схем электрической сети из радиальных, кольцевых и смешанных схем. Рисунок №1 Варианты схем электрической сети. L1=1,5 cм =22,5км; L2=2,7см =40,5км; L3=3,2см =48км; L4=3,3см =49,5 L5=1,4см = 21км; L6=1,9см = 28,5км; L7=1,5см = 22,5км По полученным суммарным данным выбираются 2 и 4 вариант. 1.3.Выбор силовых трансформаторов и автотрансформаторов Согласно заданию на каждой подстанции имеются потребители I, II категории, нужно установить два взаимно регулируемых трансформаторов. И рассчитывать по формуле: Рисунок №2 Схемы электрической сети I-Вариант II-Вариант Номинальные мощности трансформаторов, автотрансформаторов и их технические характеристики принимаются по техническим справочникам и сводятся в таблицу Таблица 2. Технические данные силовых трансформаторов, автотрансформаторов Ном. напр. кВ ТДН 16000/110 ТДТН 40000/110 ТДТН 25000/110 ТД 16000/35 1.4.Определение потерь мощности в силовых трансформаторах и автотрансформаторах Потери мощности в двухобмоточных трансформаторах определяются по формуле Где Потери активной и реактивной мощностей в n параллельно работающих трансформаторах определяются по формулам: Где n – число параллельно работающих трансформаторов; Где Потери мощности в 3-обмоточных трансформаторах и автотрансформаторах. Полные потери определяются по формуле (1.4). Потери активной мощности определяется по формуле (1.7): Где Потери реактивной мощности определяется по формуле (1.9): Где Определение потерь активной энергии в трансформаторах: В 2-обмоточных трансформаторах В 3-обмоточных трансформаторах по формуле (1.14) Данные расчетов сводятся в таблицу №3 I-Вариант 1-подстанция для трансформатора ТДН 16000/110 3-подстанция для трансформатора ТДТН 25000/110 Результаты расчетов остальных подстанции приведены в таблице №3 II–Вариант 4-подстанция Для трансформатора ТДН 16000/110 2-подстанция для трансформатора ТДТН 40000/110 Результаты расчетов остальных подстанции приведены в таблице №3 Таблица №3. Потери мощности и энергии в трансформаторах № п/ст МВт МВар МВА МВт∙ч 2.ВЫБОР СЕЧЕНИЯ ПРОВОДОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ ЭНЕРГИИ В НИХ 2.1.Выбор сечения проводов ВЛ Сечения проводов в районных электрических сетях выбираются методом экономической плотности тока: Для одноцепных линий: Для двухцепной линий: Где n – число параллельно работающих линий. j – суммарная нагрузка на линии с учетом потерь в трансформаторах в максимальном режиме, МВА Выбранное сечение проверяют на нагрев в случае аварийного обрыва проводов. Условие проверки: Для разомкнутой сети аварийным принимается режим обрыва одной цепи. где Для кольцевой сети рассматривают два случая аварии; обрыв ВЛ на головных участках поочередно и соответственно определяют: где Выбранные сечения ВЛ должны обладать устойчивостью к возникновению коронного разряда. Поэтому, согласно ПУЭ, минимально допустимые сечения на U=110kB – AC-70, U=220kB – AC-240; Для выбранных сечений ВЛ заполняется таблица №4 I – Вариант Так как получается нереальные провода в дальнейшем будем решать по варианту № 6. Рисунок №3 II – Вариант Рисунок №4 Рисунок №5 Выбранные сечения проверяются на нагрев. I – Вариант Рисунок №6 II – Вариант Рисунок №7 Таблица 4 Параметр воздушных линий Участок ВЛ Длина км ro
Ом/км 2.2.Определение потерь энергии в ВЛ Потери активной энергии в ВЛ определяется по формуле: где где R – активное сопротивление линии, см. таблица 4; I – Вариант II – Вариант 3.ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ Для определения наиболее выгодного варианта электрической сети применили метод приведенных затрат. Приведенные затраты З определяются из соотношения: где рн
– нормативный коэффициент эффективности, равный 0,12 К – капиталовложения определяются по укрупненным показателям стоимости электрооборудования и сооружения воздушных линий. Суммарные капиталовложения по электрической сети определяются: где Годовые эксплуатационные расходы определяются по формуле: где Состоят из амортизационных отчислений подстанций и линий электропередач: где Определяются по формуле (3.7): где где Более экономичным считается вариант с наименьшими приведенными затратами. При разнице приведенных затрат в пределах 5%, варианты считаются экономически равноценными, поэтому следует выбрать вариант более надежный, удобный для эксплуатации в различных режимах работы, перспективный для дальнейшего развития и т.д. Технико-экономический расчет сводится в таблицы №5, 6, 7. Таблица 5 Капитальные затраты на сооружение подстанций Тип оборудования Стоимость тыс.тг. Колич. шт. Общая стоимоть тыс.тг. Колич. шт. Общая стоимоть тыс.тг. ОРУ 110 кВ более менее 3450 4500 16 6 55200 27000 16 6 55200 27000 ОРУ 35 кВ более менее 1050 900 43500 31500 37500 48000 1 1 1 1 43500 31500 37500 48000 1 1 1 1 43500 31500 37500 48000 Таблица 6 Капитальные затраты на сооружение линий электропередач Участок цепи Напр. кВ Кол. цепей Тип опор Длина км. Район по гол. Стоим. 1км. тыс.тг Общ. стоим. тыс.тг. Таблица 7 Технико-экономические показатели вариантов электрической сети Капитальные затраты Отчисл. на амортизац. тыс.тг. Отчисл. на ремонт и обсл. тыс.тг Стоимость потерь эл.эн тыс.тг Годовые экспл. Издержки тыс.тг Расчетные затраты тыс.тг 906925 876105 I – вариант II – вариант Выбираем вариант путем их сравнения. Второй вариант экономичнее первого варианта на 4% и надежнее, поэтому дальнейший расчет производится по второму варианту. 4.ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ СЕТИ Цель электрического расчета – определение активных, реактивных мощностей, напряжений на всех участках сети с учетом потерь и выбор РПН на всех подстанциях в нормальном и в аварийном режиме. Нормальным режимом называют, когда в работе находятся все элементы сети-линии и трансформатора. Расчет нормального режима производится при максимальных и минимальных нагрузках согласно заданию на курсовое проектирование. За аварийный принимается режим работы электрической сети с максимальной нагрузкой при наиболее тяжелом виде аварии. Как правило, при отключении наиболее нагруженной воздушной линии. 4.1.Порядок электрического расчета сети Для расчета электрической сети составляют схему замещения электрической сети с учетом трансформаторов и воздушных линий. Определяют мощности и напряжения в каждой точке сети в максимальном, минимальном и аварийном режимах. Данные расчета необходимо показать на схеме замыкания. 4.2. Составление схемы замещения и определение параметров сети Определяется из соответствия: Для трехобмоточных трансформаторов определяются сопротивления для каждой обмотки по анологичным формулам. 4.3 Определение расчетных нагрузок на шинах подстанции. Нагрузка на шинах низшего напряжения высшего напряжения Мощность, поступающая в обмотку трансформатора: где Мощность поступающая в трансформатор где Мощность приведенная к линиям ВН п/ст. В случае отсутствия потребителя на шинах высшего напряжения Расчетная мощность подстанции где В связи с установкой на п/ст трехобмоточного трансформатора определяются потери мощностей в трех обмотках трансформаторов: Мощность поступающая в обмотку НН трансформатора: Мощность поступающая в обмотку СН трансформатора: Мощность поступающая в обмотку ВН трансформатора: 4.4 Определение расчетных нагрузок на участках ЛЭП Мощность начала звена ЛЭП где Весь расчет потерь мощности сводим в таблицу №8 и в таблицу №9 Таблица №8 Баланс мощностей при максимальной, минимальной и аварийной нагрузке. I подстанция II подстанция Мощность потребителей с шин 10 кВ Потери мощности в обмотке 10кВ Мощность начала звена обмотки 10 кВ Мощность потребителей с шин 35 кВ Потери мощности в обмотке 35кВ Мощность начала звена обмотки 35 кВ Мощность конца обмотки 110 кВ Потери в обмотке 110 кВ трансформатор Мощность начала звена обмотки 110 кВ Потери мощн. в проводим. трансф. Половина емкостной мощности линии Таблицы №9 Баланс мощностей при максимальной, минимальной и аварийной нагрузке на линиях подстанции Максимальный режим Минимальный Режим Мощностьначала линии 0 – 1 Мощностьначалазвена 0 – 1 Мощностьконца звена 0 –1 Мощностьначалазвена 1 – 2 Мощностьконца звена 1 – 2 Мощностьконца звена 2 – 0 Мощностьначалазвена 2 – 0 Мощностьначала линии 2 – 0 Мощностьначала линии 0 – 4 Мощностьначалазвена 0 – 4 Мощностьконца звена 0 –4 Мощностьначалазвена 4 – 3 Мощностьконца звена 4 – 3 Мощностьконца звена 3 – 0 Мощностьначалазвена 3 – 0 Мощностьначала линии 3 – 0 4.3.Определение напряжения на шинах подстанции Напряжение на шинах ВН п/ст определяется по формуле: где R и X – сопротивления участка ВЛ. Для электрических сетей напряжением 110 кВ поперечная составляющая падения напряжения принимает незначительное значение, поэтому данной величиной можно пренебречь. Определения напряжения на шинах НН и СН подстанции производится по аналогичным формулам, но учитываются потери напряжения в сопротивлениях трансформаторов. В итоге получаем расчетные напряжения на шинах высокого напряжения подстанций, максимальном, минимальном и аварийном режимах. В максимальном режиме
Кольцо 3 – 4 Кольцо 1 – 2
|