(5 оценок, среднее: 4,80 из 5)
Загрузка...
Учебная работа. Разработка схемы и расчет режима районной электрической сети
электронный напряжение электропередача трансформаторный
Целью курсового проекта являются разработка схемы и расчёт режима районной электронной сети. Схема разрабатывается для четырёх потребителей электронной энергии с питанием от 1-го либо 2-ух источников с внедрением имеющейся сети.
Электричество играет гигантскую роль в нашей жизни. Современное человеческое общество и сделанная им Экономика не может нормально развиваться без употребления электроэнергии. Потому на 1-ый план встаёт вопросец о бесперебойном и надёжном снабжении потребителей. И чтоб электронные системы и сети надёжно и, что много принципиально, экономно работали, нужно осознавать сложные процессы, происходящие в линиях электропередач разных напряжений. нужно уметь верно эти сети проектировать: выбирать более экономные схемы и конфигурации, оптимальные напряжения, рациональные сечения, число и мощность трансформаторов и др. нужно знать способы расчётов обычных и аварийных режимов работы. При всем этом нужно держать в голове, в особенности в критериях рыночной экономики, что экономический нюанс проектирования сетей является одним из важных вместе с надёжностью, качеством и сохранностью.
1. Составление вариантов схем электронной сети
К главным вопросцам, которые решаются в процессе проектирования электронных сетей относятся:
-выбор конфигурации электронной сети,
-выбор типов подстанций,
-выбор номинальных напряжений
-выбор сечений проводников
-выбор схем и оборудования подстанций
При решении этих вопросцев предлагается несколько конкурентоспособных схем. При всем этом все варианты должны удовлетворять требуемые степени надежности.
Варианты выбираются исходя из меньшей суммарной длины новейших линий, требуемого уровня надежности и перспективы развития энергосистемы.
Первым шагом сотворения вариантов схем сети является выбор конфигурации сети. Для этого меж источником питания и новенькими пт нагрузок, с учетом их расположения на местности в масштабе, проводим полосы, которые показывают размещение новейших ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока). Варианты схем электронной сети представлены на рис.1.
Рис.1. Варианты конфигурации сети
Рис.1. Варианты конфигурации сети
Разглядим достоинства и недочеты предложенных вариантов.
Вариант (а) — это сеть с обоесторонним питанием — кольцо. Главными плюсами являются: надежность работы (при выходе из строя 1-го из источников либо какого-то участка пользователи будут получать электронную энергию от другого источника); упругость и низкие утраты мощности (вольные конфигурации перетоков мощности в процессе конфигурации нагрузок обеспечивают наилучшее распределение мощностей по участкам сети, что приводит к наименьшим потерям и наименьшим колебаниям напряжения при изменении нагрузок); возможность развития сети без коренной реконструкции. Для избранных вариантов определим длины участков полосы (масштаб плана сети 1:1000000):
Вариант (а)
LA4=43 км L41=67 км
L1B=86 км LA2=42 км
L23=72 км L3B=67 км
Вариант (г)
L2A=42 км LА4=43 км
L43=86 км L31=110 км
L1В=86 км
Варианты выбираются исходя из меньшей суммарной длины новейших линий, требуемого уровня надежности и перспективы развития энергосистемы.
Вариант г) — в данном варианте будет меньшая суммарная длина новейших линий по сопоставлению с иными схемами электронной сети.
Варианты б) и в) исключаем из-за большенный суммарной длины новейших линий.
Для предстоящего рассмотрения избираем более оптимальные варианты конфигурации сети. Это схемы а) и г).
2. Подготовительный расчет мощностей
Для выбора сечения проводов нужно знать величину потока мощности, проходящего по полосы, и напряжение сети. Потому что на исходном шаге неопознаны сечения проводов и напряжения, то четкий расчёт перетоков мощностей в линиях неосуществим. Потому для определения подготовительного распределения активных мощностей принимают последующее: начальную сеть считают однородной, то все есть полосы принимают выполненными проводом 1-го сечения.
В этом случае распределение мощностей в линиях определяется их длинами и быть может найдено на основании способа расчёта линий с обоесторонним питанием. Мощность на головном участке сети определяем по формулой:
;
где LiB — расстояние от перегрузки до обратного источника питания;
LAB — расстояние меж источниками питания.
Мощность других участков находятся из условия баланса мощностей в узлах.
Вариант (а). На первом шаге расчета распределение мощностей по участкам кольцевую схему конвертируют в схему с 2-мя источниками питания, условно разрезая её по источникам питания.
1 вариант конфигурации первой сети. См. рис. 2а:
Рис.2а
Р41=РА4-Р4=17МВт
Проверим баланс активных мощностей: РА4+Р1В=Р4+Р1
Баланс активных мощностей соблюдается.
1 вариант конфигурации первой сети. См. рис. 2б:
Рис.2б
Р23=РА2-Р2=5,5МВт
Проверим баланс активных мощностей:
РА2+Р3В=Р2+Р3
Баланс активных мощностей соблюдается.
1 вариант конфигурации 2-ой сети. См.рис.3а:
Рис.3а
РА2=Р2=20МВт
2 вариант конфигурации 2-ой сети. См.рис.3б:
Рис.3б
Проверим баланс активных мощностей: РА4+Р1В=Р4+Р3+Р1. Баланс активных мощностей соблюдается.
3. Выбор номинально напряжения электронной сети
Номинальное напряжение ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) значительно влияет на технико-экономические характеристики. При большенном номинальном напряжение вероятны передача большенный мощности на огромные расстояния и с наименьшими потерями. С увеличением номинального напряжения значительно увеличивается финансовложения в ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) и оборудования.
Выбор номинальных напряжений линий электропередач и подстанций делается в проекте по схеме электронной сети в целом. области внедрения отдельных номинальных напряжений, установленных работающим эталоном (ГОСТ 721 — 77), регламентированы по технико-экономическим суждениям.
Номинальное напряжение ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) зависит от почти всех причин. Посреди которых, более необходимыми, являются: передавая мощность и расстояние. Приближенные значения номинального напряжения могут быть получены по эмпирическим формулам и таблицам.
Потому что в данном проекте длины участков полосы не превосходят 250 км и мощность участков меньше 60Мвт, то целесообразнее создавать расчет номинального напряжения по формуле Стилла:
где
UН — напряжение участка полосы, кВ;
L — длина участка полосы, км;
P — активная мощность, протекающая по участку полосы, МВт.
Формула даёт применимые результаты при длинах линий наименьших 250 км и протекающей мощности наименьшей 60 МВт.
Определим номинальное напряжение всякого участка для первого варианта конфигурации сети:
Из шкалы номинальных напряжений избираем напряжение проектируемой сети 110 кВ.
Аналогично найдём номинальное напряжение сети для второго варианта:
Из шкалы номинальных напряжений избираем напряжение проектируемой сети 110 кВ.
4. Выбор сечений проводов по экономической плотности
Главным аспектом, по которому при проектировании выбирают провода, является малое случае провода различаются материалом токоведущей части и её сечением. На базе имеющегося опыта эксплуатации и проектирования для воздушных линий электропередач на напряжение 110-500 кВ используются сталеалюминевые провода.
В этих критериях выбору подлежат только сечения проводов. Сечение проводов электронной сети должны выбираться так, чтоб они соответствовали хорошему соотношению меж серьезными затратами на сооружение сети, прямо пропорциональными сечению и расходами на утрату энергии, уменьшающимися при увеличении сечения.
Согласно Правилам устройства электроустановок (ПУЭ) упрощённый выбор сечений осуществляется по экономической плотности тока:
где Iр — расчётный ток обычного рабочего режима, А;
jэ — финансовая плотность тока для данных критерий работы полосы, А/мм2.
Расчётный ток Iр определяется по мощности, протекающей по рассматриваемому участку полосы в режиме больших нагрузок:
Определим расчётные токи Iр по формуле для всякого из участков первого варианта конфигурации эл. сети района:
Аналогично проведём расчёты для второго варианта конфигурации электронной сети района:
Определим экономическое сечение провода Fр для всякого из участков первого варианта конфигурации электронной сети района с учетом, что для дюралевых проводов при числе часов использования максимума Tm = 5000 ч (согласно заданию на курсовое проектирование) финансовая плотность тока jэ равна 1 А/мм:
FрА4=240мм2
Fp1В=190мм2
Fp41=90мм2
FpА2=260мм2
Fp23=30мм2
Fp3В=200мм2
Аналогично проведём расчёты для второго варианта конфигурации электронной сети района:
FpА2=116мм2 FpА4=340мм2
Fp43=198мм2 Fp31=35мм2
Fp1В=326мм2
По экономическим сечениям из справочника для всякого участка избираем марку провода со обычным сечением (наиблежайшим к экономическому):
1) для первого варианта:
Таблица 1
Расчетное сечение
Наименование сечения
Допуст. продолж. (долгий) ток вне помещений
FрА4=240мм2
АС240/32 мм2
605 А
Fp1В=190мм2
АС185/24 мм2
520 А
Fp41=90мм2
АС95/16 мм2
330 А
FpА2=260мм2
2АС120/19 мм2
390 А
Fp23=70мм2
АС70/11 мм2
265 А
Fp3В=200мм2
АС185/24 мм2
520А
2)для второго варианта:
Расчетное сечение
Наименование сечения
Допус. длительный (долгий) ток вне помещений
FpА2=230мм2
2АС120/19 мм2
390 А
FpА4=340мм2
2АС185/24 мм2
520 А
Fp43=198мм2
АС185/24 мм2
520 А
Fp31=70мм2
АС70/11 мм2
265 А
Fp1В=326мм2
АС185/24 мм2
520 А
5. Проверка избранных сечений
5.1 Проверка избранных сечений по условиям короны
Утраты на корону зависит от напряжённости электронного поля. Повышение поперечника провода влечёт за собой практически прямо пропорциональное понижение рабочей напряжённости. Потому для понижения утрат мощности на корону сечения проводов нужно наращивать.
Проверка избранных сечений по условиям короны проводится для воздушных линий электропередачи напряжением 35 кВ и выше, которые прокладываются по трассам выше 1000 м над уровнем моря. При наиболее низких отметках проверка по условиям короны не делается, если количество проводов в фазе и их поперечник равны либо больше мало допустимых сечений и поперечников проводов по условиям короны, приведённые в справочнике.
По справочным данным для воздушных линий электропередачи 110 кВ мало допустимое сечение по условиям короны сталеалюминевого провода 70 мм2, поперечник провода 11.4 мм (соответственно провод АС70/11).
Все участки первого варианта конфигурации электронной сети района проходят по условиям короны, не считая участка 2-3 (АС35/6,2 ) на котором принимаем провод АС70/11, длительнодопустимый ток равен 265А.
Аналогично проведём проверку для второго варианта. Все участки второго варианта конфигурации электронной сети района проходят по условиям короны, не считая участка 3-1 (АС35/6,2 ) на котором принимаем провод АС70/11, длительнодопустимый ток равен 265А.
5.2 Проверка избранных сечений по механической прочности опор
Потому что для сооружение ВЛ используют унифицированные либо типовые опоры, то избранные сечения должны находиться в границах применяемых сечений для всякого типа используемых опор.
Еcли расчётное сечение участка сети превзойдет верхнюю границу использования наибольшего сечения проводов ВЛ для избранного класса напряжения, то следует разглядеть вариант усиления сети (переход на высший класс напряжения либо внедрение двухцепной полосы).
Для сооружения ВЛ районной сети в обоих вариантах конфигурации схемы применяем железные опоры. Соответственно для опор данного типа при номинальном напряжении сети 110 кВ по условиям механической прочности очень допустимое сечение по справочным данным 240 мм2
В первом варианте конфигурации электронной сети района участок А-2 не проходит по данному условию. Исполняем этот участок двуцепной линией.
А-2: 2 * АС 240/32, I дл.д=605 А,
Во 2-м варианте конфигурации электронной сети района участки А-4 и 1-В не проходят по данному условию. Исполняем эти участки двуцепной линией.
А-4: 2 * 185/24мм2, I дл.д=520 А
1-В: 2 * 185/24 мм2, I дл.д=520 А
5.3 Проверка избранных сечений по допустимой токовой перегрузке в послеаварийном режиме
При протекании тока по проводнику происходит нагрев проводника и его изоляции. Чтоб обеспечить долгосрочную работу проводов, их температура не обязана превосходить максимально допустимой температуры, которой соответствуют полностью определённые токи при определённых критериях остывания (температура окружающей среды, условие прокладки проводников).
В послеаварийном режиме по проводам протекает ток существенно выше, чем в обычном режиме. Проверка по допустимой токовой перегрузке в послеаварийном режиме делается по последующей формуле:
где Iм-наибольший из средних за полчаса токов полосы в обычном, ремонтном и послеаварийных режимах;
Iд-допустимый долгий ток провода с учетом поправочных коэффициентов на условия прокладки и температуру окружающей среды.
По итогам прошлых проверок избранных сечений начальные схемы получили конфигурации. Проверим избранные сечения по допустимой токовой перегрузки в послеаварийном режиме для первого варианта конфигурации схемы районной сети. Разглядим участок А-2 (вариант 1), выполненный двухцепной линией. Для него аварийным режимом будем считаться отключение одной цепи, тогда вся мощность будет протекать по неповреждённой цепи (см. рис.4).
Рис.4
Как следует, потокораспределение не изменяется.
Iав А2 = Iр А2 = 260 А
Iдл.доп А2 = 390 А > 260 А как следует, условие производится.
Разглядим участок А-2 (вариант 2), выполненный двухцепной линией. Для него аварийным режимом будем считаться отключение одной цепи, тогда вся мощность будет протекать по неповреждённой цепи (см. рис.5).
Рис.5
Как следует, потокораспределение не изменяется.
Iав А2 = Iр А2 = 230 А
Iдл.доп А2 = 330 А > 230 А как следует, условие производится.
Разглядим участок А-4 (вариант 2), выполненный двухцепной линией. Для него аварийным режимом будем считаться отключение одной цепи, тогда вся мощность будет протекать по неповреждённой цепи (см. рис.6).
Рис.6
Как следует, потокораспределение не изменяется.
Iав А4 = Iр А4 = 340 А
Iдл.доп А4 = 520 А > 340 А как следует, условие производится.
Разглядим участок 1-В (вариант 2), выполненный двухцепной линией. Для него аварийным режимом будем считаться отключение одной цепи, тогда вся мощность будет протекать по неповреждённой цепи (см. рис.7).
Рис.7
Как следует, потокораспределение не изменяется.
Iав1В= = Iр 1В = 326 А
Iдл.доп 1В = 520 А > 326 А как следует, условие производится.
Все провода прошли проверку по продолжительно допустимому току.
6. Выбор трансформаторов подстанций
При выбирании трансформаторов, как правило, определяющим условием является не экономический аспект, а нагрузочная способность, другими словами мощность трансформаторов следует выбирать по допустимой перегрузке.
В практике проектирования на подстанциях всех категорий предусматривается установка 2-ух трансформаторов, большее их число устанавливают в особых вариантах, что не относится к данному курсовому проекту.
Мощность трансформаторов выбирается по перегрузке 5-ого года эксплуатации подстанции. При выбирании трансформаторов на понижающие подстанции нужно учесть:
1) наполнение дневного графика перегрузки;
2) длительность максимума перегрузки;
3) летние недогрузки трансформаторов;
4) зимние температуры воздуха;
5) перегрузочные возможности трансформаторов зависимо от системы остывания.
При отсутствии подробной инфы о графиках перегрузки подстанций (что имеет пространство в данном курсовом проекте) допускается упрощённый выбор трансформаторов, в каком мощность всякого из 2-ух трансформаторов выбирается по двум условиям:
1) по загрузке в обычном режиме:
SТном;
2) по перегрузке в послеаварийном режиме:
SТном ,
где Sm-максимальная перегрузка подстанции в обычном режиме;
kав — допустимый коэффициент перегрузки трансформаторов в аварийных вариантах;
k1-2- коэффициент роли в перегрузке потребителей I и II категорий.
время максимумов перегрузки длительностью не наиболее 6 ч в день. Коэффициент К1-2= 1, потому что перегрузка III группы питается вместе с перегрузкой I и II группы.
Выберем трансформаторы подстанций по данным условиям:
1) по загрузке в обычном режиме
2) по перегрузке в послеаварийном режиме
Из обычного ряда избираем трансформатор по большему значению мощности из 2-ух критерий в соответствие с напряжением проектируемой сети (напряжение сети 110 кВ). На трансформаторных подстанциях принимаем трансформатор типа:
1: ТДУ-25000/110
2: ТДУ-25000/110
3: ТДУ-25000/110
4: ТДУ-40000/110
7. Выбор схем присоединения подстанций и коммутационных схем
Зависимо от метода присоединения сети различают последующие типы подстанций: тупиковые, ответвительные, проходные и узловые (рис.8). Ответвительные и проходные подстанции размещаются, как правило, меж 2-мя центрами питания, потому их объединяют термином «промежные». Через шины проходных и узловых подстанций осуществляется переток мощностей, потому их так же именуют транзитными.
К сети трансформаторы подстанций присоединяются средством коммутационных аппаратов. Схемы присоединений именуются коммутационными либо схемой распределительного устройства (РУ). Для подстанций выше 35 кВ разработаны типовые коммутационные схемы, любая из которых имеет свою область внедрения.
Исходя из вышесказанного, определим для всякого варианта конфигурации электронной сети района тип присоединения подстанций к сети высочайшего напряжения и схемы РУ подстанций
1-ый вариант
Подстанции 1, 3 и 4 по способу присоединения к сети ВН являются проходными, подстанция 2- узловая. Для распределительных устройств узловых подстанций выберем типовую схему «сдвоенный мостик с выключателями в цепях трансформатора»; для проходных — «мостик с выключателем перемычки и выключателями в цепях трансформатора».
Рис.8. Типы подстанций
2-ой вариант
Подстанции 1 и 4 по способу присоединения к сети ВН являются узловыми, подстанции 2 — тупиковая, подстанция 3 — проходная. Для распределительных устройств узловых подстанций выберем типовую схему «сдвоенный мостик с выключателями в цепях трансформатора»; для тупиковой — «два блока с выключателем и неавтоматической перемычкой со стороны полосы». Для проходных — «мостик с выключателем перемычки и выключателями в цепях трансформатора».
8. Технико-экономический расчет и сопоставление вариантов сети
В критериях рыночных отношений меж производителями и пользователями электронной энергии выбор варианта развития электронной сети должен учесть огромное количество причин, посреди которых нужно именовать последующие:
1) срок строительства электронной сети;
2) исходные серьезные Издержки на её сооружение;
3) темпы электронной сети; Ен — нормативный коэффициент (принимаем равным 0.15); И — Издержки за весь срок службы электронной сети. Серьезные вложения К можно представить как сумму серьезных вложений в подстанции Кпс и серьезных вложений в полосы Кл:
К=Кпс+Кл
Серьезные вложения в подстанции определяется как:
Кпс=Кт+КОРУ+Кпост,
где Кт-капитальные вложения в трансформаторы; КОРУ-капитальные вложения в открытое распределительное устройство; Кпост-постоянная часть издержек. Найдем финансовложения в линию для первого варианта схемы:
Таблица 1
Участок
Наименование сечения
Длина полосы, км
Стоимость ВЛ, тыс. руб./км
Сумма, тыс. руб.
А4
41
1В
А2
23
3В
АС 240/32
АС 185/24
АС95/16
2хАС 120/19
АС 70/11
АС 185/24
43
67
86
42
72
67
1170
1170
1050
1050
1590
1170
50310
78390
90300
44100
114480
78390
ИТОГО:
455970
Найдем финансовложения в линию для второго варианта схемы:
Таблица 2
Участок
Наименование сечения
Длина полосы, км
Стоимость ВЛ, тыс. руб./км
Сумма, тыс. руб.
А2
А4
43
31
1В
2хАС 120/19
2хАС 185/24
АС185/24
АС70/11
2хАС 185/24
42
43
86
110
86
1590
1795
1170
1590
1795
66780
77185
100620
174900
154370
ИТОГО:
573855
Рассчитаем серьезные вложения в подстанции для 1 варианта.
Таблица 3
Участок
Схема соединения подстанции
Тип трансформатора
Кт
Кору
Кпост
Кпс
1
5Н
ТДУ 25000
5500х2=11000
30000
9000
50000
2
6Н
ТДУ 25000
5500х2=11000
45000
10750
66750
3
5Н
ТДУ 25000
5500х2=11000
30000
9000
50000
4
5Н
ТДУ 40000
7300х2=14600
30000
9000
53600
ИТОГО:
220350
Рассчитаем серьезные вложения в подстанции для 2 варианта.
Таблица 4
Участок
Схема соединения подстанции
Тип трансформатора
Кт
Кору
Кпост
Кпс
1
6Н
ТДУ 25000
5500х2=11000
45000
10750
66750
2
4Н
ТДУ 25000
5500х2=11000
15200
8000
34200
3
5Н
ТДУ 25000
5500х2=11000
30000
9000
50000
4
6Н
ТДУ 40000
7300х2=14600
45000
10750
70350
ИТОГО:
221300
Серьезные вложения К для 1 варианта сети будут равны:
К=Кпс+Кл=220 350+455 970=676 320 тыс.руб.
Серьезные вложения К для 2 варианта сети будут равны:
К=Кпс+Кл=221 300+573 855=795 155 тыс.руб.
Издержки без учета цены утрат электроэнергии и вреда можно найти как сумму амортизационных расходов Иа и эксплуатационных расходов Иэ:
И=Иа+Иэ.
Амортизационные расходы:
Иа =kа•К,
где kа — коэффициент амортизации для линий и подстанций, равный 0,067.
Для первого варианта сети амортизационные расходы Иа будут равны:
Иа= kа •К=0,067•676 320=45 313,44 тыс.руб.
Для второго варианта сети амортизационные расходы Иа будут равны:
Иа= kа •К=0,067*795 155=53 275,39 тыс.руб.
Эксплуатационные расходы:
Иэ =kэ•К,
где kэ — коэффициент эксплуатационных издержек, равный 0,059.
Для первого варианта сети эксплуатационные расходы Иэ будут равны:
Иэ =kэ•К=0,059*676320=39 902,88 тыс.руб.
Для второго варианта сети эксплуатационные расходы Иэ будут равны:
Иэ =kэ•К=0,059*795155=46 914,15 тыс.руб.
И1=Иа1+Иэ1=45 313,44+39 902,88=85 216,32 тыс.руб.
И2=Иа2+Иэ2=53 275,39+46 914,15=100 185,54 тыс.руб.
Минимум приведённых издержек для первого варианта сети составляет:
З1=Ен•К+И = 0,15•676 320+85 216,32=186 664,32 тыс.руб.
З2=Ен•К+И =0,15•795 155+100 185,54=219 458,79 тыс.руб.
В итоге к реализации принимаем 1-ый вариант как вариант с меньшими приведёнными затратами.
Заключение
В данном курсовом проекте была разработана схема и произведён расчёт режима районной электронной сети. Из 2-ух более оптимальных вариантов конфигурации электронной сети, предложенных на исходных шагах проектирования, на основании технико-экономического расчёта к реализации принят более экономный вариант, что принципиально в критериях рыночной экономики, в критериях вольной конкуренции меж личными энергетическими компаниями — производителями электроэнергии. При всем этом данный вариант конфигурации сети удовлетворяет всем техническим требованиям, предъявляемым в правилах устройства электроустановок (ПУЭ) и в остальных отраслевых нормативных актах: надёжности электроснабжения потребителей данной группы, качеству поставляемой электроэнергии и сохранности как для обслуживающего персонала и людей, живущих поблизости частей данной сети, так и для экологии в целом.
Библиографический перечень
1. Лыкин А.В. электронные системы и сети: Учебное пособие. — М.: Институтская книжка; Логос, 2006. — 254 с.
2. Неклипаев Б.Н. Электронная часть электростанций и подстанций.- М.: Энергоатомиздат, 1989.
3. Файбисович Д.Л. Справочник по проектированию электронных сетей. — М.: НЦ ЭНАС, 2006. — 352 с.
]]>