Главная Учебники - Разные Лекции (разные) - часть 27
Введение 1. Анализ исходных данных 1.1 Характеристика электрифицируемого района 1.2 Характеристика потребителей 1.3 Характеристика источника питания 2. Потребление активной и баланс реактивной мощности в проектируемой сети 2.1 Определение потребной району активной мощности и энергии 2.2 Составление баланса реактивной мощности 3. Конфигурация, номинальное напряжение, схема электрических соединений, параметры основного электрооборудования сети 3.1 Составление рациональных вариантов схем развитие сети 3.2 Выбор (проверка) напряжения 3.3 Выбор (проверка) сечений проводов 3.4 Выбор (проверка) трансформаторов у потребителей 3.5 Технико-экономическое обоснование наиболее рационального варианта 4. Расчёты параметров основных режимов работы сети 4.1 Составление схемы замещения сети и определение её параметров 4.2 Расчёт и анализ режима наибольших нагрузок 4.3 Расчёт и анализ режима наименьших нагрузок 4.4 Расчёт и анализ послеаварийного режима 5. Регулирование напряжения сети 6. Определение основных технико-экономических показателей спроектированной сети Приложения Заключение Библиографический список В данном курсовом проекте рассматривается развитие районной электрической сети в связи с ростом нагрузок и подключением новых потребителей электроэнергии. Для обеспечения электроснабжения потребителей необходимо задействовать второй источник питания (предполагается, что первый источник питания не может покрыть рост нагрузки). В качестве второго источника выступает узловая подстанция энергосистемы. Исходными данными являются: конфигурация и параметры существующей сети (мощности и тип трансформаторов, схемы подстанций, напряжения и сечения проводов линий), географическое расположение новых пунктов, данные о потребителях электроэнергии (графики нагрузок, коэффициенты мощности, номинальные напряжения, состав потребителей по категориям надёжности), а также данные об источниках питания (тип, напряжение на шинах в различных режимах, коэффициент мощности генераторов). Исходя из этого, необходимо охарактеризовать электрифицируемый район, новых потребителей и источник питания, определить потребную району активную мощность и энергию, составить баланс реактивной мощности в проектируемой сети. После этого составляются не менее двух вариантов развития сети, для каждого из которых определяются параметры устанавливаемого при развитии оборудования (линии, трансформаторы у потребителей) и проверяется по техническим ограничениям ранее установленное оборудование, оказавшееся в более тяжёлых условиях в связи с ростом потребления, а также выбираются схемы ОРУ на новых и реконструируемых подстанциях. Затем для рассмотренных вариантов производится технико-экономический расчёт, по результатам которого выбирается наиболее экономичный вариант развития сети. Для выбранного варианта производится расчёт и анализ основных рабочих и двух послеаварийных режимов работы с помощью ЭВМ, а также осуществляется регулирование напряжения у потребителей. Завершающим этапом проекта является определение основных технико-экономических показателей спроектированной сети. Развитие сети происходит в районе города Смоленска. Смоленская область располагается в центре Восточно-европейской равнины, в западной части Российской Федерации. Особенности физико-географического положения определяют основные черты природы области - умеренно-континентальный климат, преобладание возвышенностей и малых рек; широкое распространение лесов и древесно-подзолистых почв. На территории области преобладают всхолмленные и волнистые равнины. Средняя высота поверхности над уровнем моря около 200 метров. Возвышенности занимают 61%, низменности - 39% площади области. Климат Смоленской области умеренно континентальный с хорошо выраженными сезонами года. Лето сравнительно тёплое и влажное, зима умеренно холодная с постоянным снежным покровом. Среднегодовая температура воздуха изменяется по области от 3,4°С на северо-востоке до 4,8°С на юге. Максимальная температура воздуха +36°С, минимальная - 32°С. Годовая норма осадков изменяется по области от 630 до 730 мм. Относительная влажность воздуха в среднем за год изменяется по области от 79 до 82%. Среднемесячные значения ветра составляют в тёплый период - 3-4 м/с, в холодный - 4-5 м/с. Район по ветру - I. Из опасных метеорологических явлений на территории области наиболее часты гололёд и грозы. Дней с гололёдом по области в среднем за год бывает от 13 до 20, с сильной грозой - 1-2 дня за лето. Число часов грозовой активности - от 40 до 60 в год. Район по гололёдности - III. Нормативная толщина стенки гололёда на высоте 10 метров от земли с повторяемостью 1 раз в 10 лет С = 15 мм. [3] Из полезных ископаемых на территории области находится только бурый уголь. В регионе развиты такие отрасли промышленности как машиностроение и металлообработка, легкая, химическая, строительных материалов и пищевая промышленности. Районная электрическая сеть питает пять пунктов потребителей электроэнергии. Согласно исходным данным добавляется ещё один пункт нагрузки (шестой) и происходит значительный рост нагрузки в пунктах 2 и 4. Эти три пункта и охарактеризуем. В пункте 2 наибольшая зимняя нагрузка возросла с 40 МВт до 51 МВт. Максимум нагрузки наблюдается с 16 до 20 ч. Состав потребителей по категориям надёжности: 50% потребителей I категории, 30% - II категории и 20% - III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен 0,92. В пункте 4 максимум нагрузки вырос с 9 до 20 МВт. Состав потребителей по категориям надёжности: 15% -I категории, 15% - II категории и 70% - III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен 0,9. Максимум нагрузки наблюдается с 16 до 20 часов. В пункте 6 нагрузка представлена крупным предприятием. Состав потребителей по категориям надёжности: 25% потребителей I категории, 25% - II категории и 50% - III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен 0,92. Максимум нагрузки наблюдается с 8 до 16 часов и составляет 19 МВт. Во всех пунктах номинальное вторичное напряжение сети - 10кВ, летняя нагрузка составляет 50% от зимней. Согласно исходным данным вторым источником питания является недавно сооружённая узловая подстанция 500/110/10 кВ. Необходимую сети мощность следует выдавать с шин 110 кВ по двухцепной линии, поскольку во всех пунктах нагрузки имеются потребители I категории. Необходимость ввода второго источника питания связана с увеличением нагрузки в уже питаемых пунктах и добавлением двух новых пунктов нагрузки. Средний номинальный коэффициент мощности генераторов системы, в которую входит район - 0,95. Напряжения на шинах источников питания составляют при наибольших нагрузках - 105%, при наименьших - 101%, при тяжелых авариях в питающей сети - 105%. На рисунке 1 представлена схема сети до реконструкции, новые пункты и источник. Рис.1.1 Географическое расположение пунктов. Все ВЛ двухцепные, подстанции двухтрансформаторные. Сечение проводов существующих линий, мощности трансформаторов, нагрузка потребительских пунктов до и после реконструкции представлены ниже. Вывод: в данной главе была охарактеризована районная электрическая сеть, состоящая из двух источников питания и шести пунктов потребления электроэнергии, дано описание электрифицируемого района. Потребная мощность сети равна сумме максимальной зимней нагрузке: Где Для зимнего графика нагрузки найдем максимальную суммарную активную и реактивную мощности нагрузки, графически просуммировав графики нагрузки всех пунктов, а также найдём активные мощности источников питания без учёта потерь: где Таблица 2.1 Суммирование графиков нагрузки каждого пункта для зимы. До развития Для всех пунктов летняя нагрузка составляет 50% от зимней. Принимаем активную мощность источника питания ИП-1 ограниченной и равной значению РИП
сети до реконструкции: Рассчитаем наибольшую активную мощность балансирующего источника питания ИП2: Потребная мощность сети: Найдем годовое потребление электроэнергии. Оно складывается из зимнего и летнего потребления с учётом числа дней: где Полученные результаты сведем в таблицу 2.2 Таблица 2.2 Годовое потребление электроэнергии.
Потребная реактивная мощность складывается из суммарной реактивной максимальной мощности нагрузки, потерь реактивной мощности в трансформаторах и в линиях за вычетом зарядной мощности линий. Считаем Потери реактивной мощности в трансформаторе составляют приблизительно 10% от суммарной максимальной полной мощности нагрузки. Потери реактивной мощности в трансформаторе: Найдем суммарную максимальную реактивную мощность нагрузки, путем графического суммирования графиков нагрузки каждого пункта: Таблица 2.3 Суммирование графиков нагрузки каждого пункта. Потребная реактивная мощность: Реактивная мощность источников питания: cosjГ
= 0,95 ÞtgjГ
= 0,328 Во всех пунктах устанавливаются компенсирующие устройства БСК. Мощность компенсирующих устройств: Желаемая реактивная мощность в каждом пункте: Для шестого пункта: cosj6
= 0,92 Þtgj6
= 0,426 МВАр Þ выбираем компенсирующие устройства УК-10 - 900, количество 4 шт. Действительная реактивная мощность КУ6: QКУ6действ.
= 900×4×10-3
= 3,6 МВАр Реактивная мощность нагрузки с учётом компенсации: Q¢6
MAX
= Q6
MAX
- QКУ6действ.
= 8,09- 3,6 = 4,49 МВАр Расчёт остальных компенсирующих устройств сведём в таблицу: Таблица 2.3 - Расчёт компенсирующих устройств. Вывод: в данной главе для каждого пункта были построены графики нагрузок в именованных единицах, затем, просуммировав графики, определили максимальную суммарную активную и реактивную мощности нагрузки, активные мощности источников питания без учёта потерь, а также нашли часы, в которые достигается максимум нагрузки. После этого была определена потребная району активная мощность и годовое потребление электроэнергии, составлен баланс реактивной мощности и выбраны компенсирующие устройства, также были рассчитаны параметры нагрузки с учётом компенсации реактивной мощности (Q'i
, cosji
¢), необходимые для дальнейших расчётов. Составим несколько вариантов схем развития сети, для каждого из вариантов найдём суммарную длину воздушных линий электропередач. Схема должна быть надежной, гибкой, приспособленной к разным режимам распределения мощности, возникающих в результате изменений нагрузок потребителей, а также при плановых и аварийных отключениях. Схема должна обеспечивать оптимальный уровень токов к. з. Построение электрической сети должно соответствовать условиям охраны окружающей среды. Одним из важнейших требований к конфигурации и схеме сети является возможность её построения из унифицированных элементов - линий и подстанций, с возможно наименьшими изменениями существующей сети. Для заданного географического расположения новых пунктов нагрузки, второго источника питания и имеющейся схемы старой сети электроснабжения района составим два варианта схемы развития сети и для каждого из вариантов найдём суммарную длину новых линий (с учётом 5% надбавки из-за рельефа местности). Исходя из этих требований рассмотрим два варианта развития сети: вариант 1 вариант 2 Рис. 3.1 Варианты развития сети. Суммарная длина сети до реконструкции: L4-6
= 23,5 км L ИП2-4
= 33,8 км L3-6
= 30,9 км L ИП2-2
= 63,21 км Во всех пунктах имеются потребители первой категории, следовательно, все линии должны быть двух цепные (N = 2). Сделаем выбор номинального напряжения для всех воздушных линий. Выбор будем производить по формуле Илларионова Г. А.: где Произведем выбор напряжения линий для вариантов схем сети. Прежде, чем определять напряжения, найдём перетоки активных мощностей по линиям (без учёта потерь мощности) для обоих вариантов сети. Так как в первом варианте нагрузка в пунктах 1, 3 и 5 не изменилась, то и перетоки мощности по линиям ИП1-1, ИП1-3 и 2-5 не изменились, и напряжения остались прежними, поэтому вновь производить выбор напряжений на этих линиях нецелесообразно. Во втором варианте не изменилась нагрузка в пункте 1 и 5, соответственно и перетоки мощности не изменились по этим линиям, поэтому выбор напряжений в этих пунктах производить не будем. Таблица 3.1 - Перетоки мощности по линиям Проведём расчёт напряжений только для новых линий и для существующих линий, перетоки мощности по которым изменяются в связи с развитием сети. Расчёт сведём в таблицу: Таблица 3.2 - Выбор напряжения В варианте 1 есть необходимость перехода на напряжение 110 кВ для линии 2-4, т.к два источника питания с высшим напряжением сети 110кВ не могут связываться линией 35 кВ. Итак, напряжение новых линий (ИП2-4 и 4-6) в первом варианте равно 110 кВ, во втором варианте напряжение линий (ИП2-2 и 3-6) такое же, т.е.110 кВ. Напряжение старых линий, по которым изменились перетоки мощности - 110 кВ. Критерием для выбора сечений проводов воздушных линий является минимум приведенных затрат. Сечение провода выбирается с использованием нормированных значений экономической плотности тока, при этом необходимо учесть, что эти значения относятся только к проектируемым линиям и не являются критерием экономической нагрузки существующих линий. На таких линиях по сравнению с прокладкой дополнительных цепей или заменой проводов проводами больших сечений допускается превышение (вплоть до двукратного) нормативных величин плотности тока. [1] Будем рассматривать только новые линии и те существующие линии, перетоки мощности по которым изменяются в связи с развитием сети. Рассмотрим подробно выбор сечения проводов для линии 2-4 варианта №1: Поскольку старая линия 2-4 35кВ демонтируется в связи с переходом на 110 кВ, то старый провод (АС-95/16) на новой линии использован быть не может независимо от рассчитанного сечения, так как провода не перевешиваются с одной линии на другую из-за значительных повреждений самого провода при монтаже и демонтаже. Расчетная токовая нагрузка: Найдём число часов максимума нагрузки, пердаваемой по линии: По таблице 3.12 [1] определяем нормированную плотность тока jН
= 0,9 А/мм2
(для алюминиевых проводов при ТМАХ
от 3000 до 5000 ч/год) Расчётное сечение провода: По таблице 3.15 [1] выбираем стандартное сечение провода F = 70 мм2
и соответствующий ему провод АС-70/11.Т. к. для напряжения 110 кВ минимальное сечение Fmin
= 70 мм2
. Выбранное сечение провода необходимо проверить по двум условиям: 1) По нагреву: Так как N = 2, то 265 А > 10,56 А Þ условие выполняется 2) По условиям короны: Для напряжения 110 кВ минимальное сечение по условию короны: АС-70/11, следовательно, выбранное сечение проходит. По таблице 3.8 [1] определяем параметры линии: Выбор сечений проводов линий сведем в таблицу: Таблица 3.3 - Выбор сечений проводов для варианта №1 Таблица 3.4 - Выбор сечений проводов для варианта №2 Сечение проводов проверяют по допустимой токовой нагрузке по нагреву. По потерям напряжения ВЛ 35 кВ и выше не подлежат, т.к повышение уровня напряжения путём увеличения сечения проводов по сравнению с применением трансформаторов с РПН и средств компенсации реактивной мощности экономически нецелесообразно. По короне проверяют провода, прокладываемые по трассам с отметками выше 1500 м над уровнем моря. При более низких отметках проверка не производиться, если сечения проводов равны минимально допустимым по условиям короны или превышает их [1]. Выбор трансформаторов у потребителей сводится к выбору числа, типа и мощности трансформаторов. У нас все подстанции двухтрансформаторные, так как в каждом пункте есть потребители I категории. Будем брать трансформаторы только с РПН (регулирование под нагрузкой). Номинальная мощность трансформаторов двухтрансформаторной подстанции определяется аварийным режимом работы. При установке двух трансформаторов, их мощность выбирается такой, чтобы при выходе из работы одного трансформатора оставшийся в работе трансформатор с допустимой аварийной перегрузкой мог обеспечить нормальное электроснабжение потребителей. По таблице 1.37 [2] находим зимнюю эквивалентную температуру для рассматриваемого района: PТ2
= P2
+ P5
; QТ2
= Q'2
+ Q'5
; Таблица 3.5 - Нагрузка трансформатора T2 Проверим возможность работы при данной нагрузке уже существующих в пункте 2 трансформаторов ТДТН-40000/110: По графику нагрузки определяем: Интервал недогрузки t = 12 ч Интервал перегрузки h = 12 ч Эквивалентная нагрузка за период недогрузки: Эквивалентная нагрузка за период перегрузки: Коэффициент загрузки на интервале t: Коэффициент перегрузки на интервале h: По таблице 1.36 [2] определяем K2ДОП
= 1,5 > K PТ4
= P4
; Таблица 3.6 - Нагрузка трансформатора T4 Проверим возможность установки трансформаторов ТДН-16000/110: По таблице 1.36 [2] определяем K2ДОП
= 1,5 > K PТ6
= P6
; Таблица 3.7 - Нагрузка трансформатора T6 Проверим возможность установки трансформаторов ТДН-16000/110: По таблице 1.36 [2] определяем K2ДОП
= 1,5 > K2
Чтобы выбрать один вариант схемы развития сети из двух, для каждой схемы необходимо провести технико-экономический расчёт. Варианты сопоставляются по приведенным затратам на сооружение сети и её эксплуатацию. При этом допускается сопоставление только в отличающихся частях вариантов схем. Экономически целесообразным принимается вариант, характеризуемый наименьшими приведенными затратами при условии, что затраты на другой вариант превышают наименьшие более чем на 5%. При выполнении технико-экономических расчётов используются укрупнённые показатели стоимости элементов электрических сетей. Приведенные затраты: EН
= 0,12 - нормативный коэффициент сравнительной эффективности капиталовложений У - ущерб от недоотпуска электроэнергии, принимаем У = 0, поскольку у нас все линии двухцепные, подстанции двухтрансформаторные, а двойные аварии мы не рассматриваем. В расчёте будем сравнивать только отличающиеся части схем. Таковыми являются: 1) Линия ИП2-4 2) Линия 4-6 3) ОРУ ВН пункта 4 1) Линия ИП2-2 2) Линия 3-6 3) ОРУ ВН пункта 2 Капиталовложения в подстанцию 2, 4, 6, издержки на потери электроэнергии в трансформаторах подстанций 2, 4, 6, постоянная часть затрат на реконструкцию подстанции 2, а также возвратная стоимость демонтируемой подстанции 4 (35 кВ) и двух выключателей 35 кВ из ОРУ СН подстанции 2 в обоих вариантах одинаковы. Технико-экономический расчёт для варианта №1: Капиталовложения в линии: где К0
- стоимость сооружения одного километра линии, тыс. руб/км (таблица 7.5 [1]), L - длина линии, км. Предположим, что все опоры стальные. Расчёт сведём в таблицу: Таблица 3.8 - Капитальные вложения в линии варианта №1 К∑ВЛ
= КИП2-4
+ К4-6
= 2163 + 1504 = 3667 тыс. руб. Капиталовложения в подстанции: В нашем случае это только капиталовложения в ОРУ ВН подстанции 4. Два источника питания могут быть связаны обязательно через сборные шины в каком либо из пунктов. В нашем случае это ПС 4. Выберем схему ОРУ ВН 110 - 12 "Одна секционированная система шин с обходной с отдельными секционным и обходным выключателем", количество присоединений равно 8 (3 двухцепные линии 110 кВ и 2 трансформатора). Число ячеек: NЯЧ
= 8 + 2 = 10 (8 присоединений + 2 ячейки обходного и секционного выключателей) Стоимость ОРУ ВН: К∑ПС
= 750 тыс. руб. Суммарные капиталовложения: Суммарные издержки: где: где: (таблица 6.2 [1]) где: p0
= 1,0 коп/кВт·ч - стоимость 1 кВт·ч потерянной электроэнергии ΔW - годовые потери электроэнергии в сети, МВт·ч В нашем случае ΔW - потери электроэнергии в линиях ИП2-4, 4-6, 4-2, ИП1-2, ИП1-3. Найдём годовые потери электроэнергии в линии ИП2-4: Расчёт потерь в линиях сведём в таблицу: Таблица 3.9 - Годовые потери электроэнергии в линиях варианта №1 Тогда издержки на потери электроэнергии: Суммарные издержки: Приведенные затраты: Технико-экономический расчёт для варианта №2: Капиталовложения в линии: Расчёт представлен в виде таблицы: Таблица 3.10 - Капитальные вложения в линии варианта схемы №2 К∑ВЛ
= КИП2-2
+ К3-6
= 4045 + 1978 = 6023 тыс. руб. Капиталовложения в подстанции: В нашем случае это только капиталовложения в ОРУ ВН подстанции 2. Схема ОРУ ВН: 110 - 12 Число ячеек: NЯЧ
= 8 + 2 = 10 (8 присоединений + 2 ячейки обходного и секционного выключателей) Стоимость ОРУ ВН: К∑ПС
= 750 тыс. руб. Суммарные капиталовложения: Суммарные издержки: Издержки на обслуживание и ремонт: Издержки на потери электроэнергии в сети: Расчёт потерь в линиях представлен в виде таблицы: Таблица 3.11 - Годовые потери электроэнергии в линиях варианта схемы №2 Издержки на потери электроэнергии: Суммарные издержки: Приведенные затраты: Итак, получили: З1
= 653,2 тыс. руб. З2
= 975,56 тыс. руб. Найдём разницу в процентах: следовательно, выбираем вариант развития сети №1 Вывод: в данной главе были составлены два рациональных варианта схемы развития сети, для которых были выбраны (для новых) и проверены (для существующих) напряжения и сечения проводов линий, а также выбраны (проверены) трансформаторы у потребителей. Затем был проведён технико-экономический расчёт, по результатам которого был выявлен наиболее экономичный вариант развития сети. Расчёт режимов будет производиться на ЭВМ методом Ньютона при помощи программы RUR. Рис 4.1 Схема замещения сети Параметры схемы замещения для линий: где: RЛ
- активное сопротивление линии, Ом XЛ
- реактивное сопротивление линии, Ом BЛ
- реактивная проводимость линии, мкСм r0
- удельное активное сопротивление линии, Ом/км (таблица 3.8 [1]) x0
- удельное реактивное сопротивление линии, Ом/км (таблица 3.8 [1]) b0
- удельная реактивная проводимость линии, мкСм/км (таблица 3.8 [1]) N = 2 - число цепей линии L- длина линии, км Параметры линий сведём в таблицу: Таблица 4.1 - Параметры линий
Параметры схемы замещения для трансформаторов: RТ
- активное сопротивление трансформатора, Ом (таблица 5.12 - 5.14 [1]) XТ
- индуктивное сопротивление трансформатора, Ом (таблица 5.12 - 5.14 [1]) GТ -
активная проводимость трансформатора, приведенная к стороне НН, мкСм BТ -
реактивная проводимость трансформатора, приведенная к стороне НН, мкСм КТ -
коэффициент трансформации трансформатора ΔPX
- потери холостого хода трансформатора, МВт (таблица 5.12 - 5.14 [1]) IX
- ток холостого хода трансформатора,% (таблица 5.12 - 5.14 [1]) SНОМ
- номинальная мощность трансформатора, МВА UНОМ НН
- номинальное напряжение обмотки НН, кВ (таблица 5.12 - 5.14 [1]) UНОМ ВН
- номинальное напряжение обмотки ВН, кВ (таблица 5.12 - 5.14 [1]) При двух параллельно работающих трансформаторах, их сопротивления в схеме замещения необходимо уменьшить в 2 раза, а проводимости увеличить в 2 раза. Параметры трансформаторов сведём в таблицы: Таблица 4.2 - Параметры двухобмоточных трансформаторов
|