Проектирование районной электрической сети

Государственное образовательное  учреждение среднего профессионального образования.

Сахалинский топливно-энергетический техникум

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Курсовой проект

 

Тема: «Проектирование районной электрической сети»

 

 

 

 

 

 

Выполнил студент группы       Э-421             Лаврентьев Владимир Викторович

           (Ф.И.О.)

 

___________        ______________________________

      (дата)            (подпись)

 

Руководитель проекта    Гусаков     Виктор    Николаевич

                                                                            (Ф.И.О.)

 

                                                                                        ____________________________

          (дата, подпись)

 

 

 

Работа принята с  оценкой ______________________________________________

                                             ______________________              _________________

 

 

 

 

 

 

 

Южно-Сахалинск

2005 год

 

 

Содержание.

 

1. В ведение.

В курсовом проекте необходимо разработать  большое количество разделов, основные из которых, по порядку, приведём ниже.

В первую очередь, на основании взаимного расположения источников питания и пунктов потребления и учитывая категории электроснабжения, под которые подпадают потребители электроэнергии (заданные в исходных данных), необходимо составить 6 равнозначных вариантов конфигураций схем районной сети. При составлении вариантов конфигурации необходимо не допустить излишнего (нецелесообразного) резервирования. Затем на основе приближенной (без учета потерь) оценки распределения в каждом из вариантов сети потоков активной мощности и измеренных длин линий осуществляется ориентировочный выбор номинального напряжения на каждом участке сети. После составления равнонадежных вариантов конфигураций схем электроснабжения схемы нужно сравнить по укрупненным показателям (суммарной стоимости сооружения линий), затем для дальнейших расчетов будут выбраны два наиболее экономичных варианта. На этом этапе можно допустить, что  на всех участках схемы линии выполнены проводом одного сечения. После окончательного определения вариантов схем, с которыми будут производиться все дальнейшие расчеты, на принятых к установке потребительских подстанциях производят выбор числа и мощности трансформаторов (автотрансформаторов), определяют потери мощности в трансформаторах. Затем производится распределение потоков активной и реактивной мощности в обоих вариантах схем (с учетом потерь в трансформаторах). По экономическим интервалам на основе знаний о перетоках активной мощности по участкам сети осуществляется выбор сечения сталеалюминевых проводов марки АС. На участках проектируемых линий в нормальном режиме работы определяются потери мощности и повторно распределяется мощность на всех участках с учетом потерь, после чего корректируются сечения проводов. После этого необходимо проверить сечения проводов на головных (отходящих от источников питания) участках линий в аварийном режиме работы. Из числа типовых электрических соединений потребительских подстанций выбираются схемы, наиболее подходящие для проектируемой сети. В заключение выполняется оценка технико-экономических показателей вариантов районных электрических сетей и выбор из них оптимального по минимуму приведенных затрат.

 

2. Задание на курсовой проект.

В соответствии с исходными данными необходимо составить схему районной сети, выбрать конфигурацию и номинальное напряжение сети, рассчитать параметры установившихся режимов для выбранных вариантов схем сети, разработать принципиальную электрическую схему электроснабжения промышленного района, определить технико-экономические показатели и выбрать оптимальный вариант схемы районной сети. Исходные данные приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1. Исходные данные для курсового проектирования

Наименование источников питания и потребителей	Мощность Р, МВт	Координаты		Район
		X	У
ТЭЦ	2х30	20	45	Иркутская область.
КЭС	-	120	35
С.С.	25	80	30
ПСМ.	18	30	50
Город (тыс. жителей)	200	130	90

 

 

В соответствии с ПУЭ по климатическим условиям местность, в которой сооружается линия, в данном случае Иркутская область, относится третьему району по напору ветра и к второму району по гололёду. Среднегодовая температура в этом районе +20⁰С, минимальная температура за год 45⁰С и максимальная температура за год +30⁰С.

 

3. Расчет параметров схемы

3.1. Расчет характеристик  потребителей.

Расчёт мощности потребителей и  характеристики потребителей сведены в таблицы 3.1 и 3.2.

Таблица 3.1.Расчёт мощности потребителей и источника питания

Наименование потребителя  и источника питания	Мощность, Руст, МВт	cos j	Q, Мвар	S, МВА	Tmax, ч/год
ТЭЦ	2 х 30	0,8	45	75
КЭС	96	0,8	72	120
СС	25	0,6	24	30	7000
ПСМ	18	0,68	27	36.76	4000
Город	70.2	0,95	23	73.89	4700
Итого (потребителей)	113.2		74	140.65

 

Потребление активной нагрузки городом  можно определить разделив на годовое  число использования максимума  нагрузок произведение удельного расхода  электроэнергии на одного человека на число жителей города.

Где: N_уд - удельный расход электроэнергии на одного человека; n – число жителей города; T_max - годовое число использования максимума нагрузок.

Таблица 3.2.Характеристики потребителей по степени надёжности

Наименование потребителей	S max, МВА	Категории потребителей, %			S1,2, МВА
		I	II	III
КЭС	30	20	40	40	18
СС	36.76	10	70	20	29.4
Город	76.3	10	40	50	38.15

 

3 2. Потребление активной мощности и баланс реактивной мощности проектируемой сети.

Потребление активной мощности в проектируемой районной сети в период максимальных нагрузок складывается из заданных нагрузок на шинах низкого напряжения (НН) потребительских подстанций и потерь мощности в линиях, трансформаторах и автотрансформаторах. Установленная мощность генераторов (åРг) энергосистемы достаточна для покрытия потребности в активной мощности района и приближено определяется по выражению:

Где К_0(Р) – коэффициент одновременности наибольших активных нагрузок потребителей, К_0(Р) = 0,9;

åР_макс – суммарная активная мощность потребительских подстанций, МВт;

DР* - относительное значение суммарных потерь активной мощности в сети, DР* = 0,04 – 0,06.

Мощность ТЭЦ, выдаваемая в сеть, учитывая расход энергии на собственные нужды и необходимый вращающийся резерв, будет равна:

По активной мощности ТЭЦ, выдаваемой в сеть, и суммарной мощности нагрузки с учетом собственных нужд (20%) и резерва КЭС определяем активную мощность генераторов КЭС.

Выбираем по таблице 3.3 тип турбогенератора для КЭС.

Таблица 3.3.типы и мощности турбогенераторов.

Тип турбогенератора.	Мощность турбогенератора МВт
Т-12-2УЗ	12
Т-20-2УЗ	20
ТВС-32-УЗ	32
ТВФ-63-2ЕУЗ	63
ТВФ-120-2УЗ	120

К установке на КЭС примем 3 турбогенератора типа ТВС-32-УЗ, данные для которого приведены ниже.

Р=32 МВт

cosj=0.8

U_ном=10,5 кВ

S_ном=40 МВА

Q_ном=24 МВар

åQ_ном=24х3=72 МВар

Наибольшие реактивные нагрузки подстанций определяются по заданным наибольшим активным нагрузкам потребителей и  соответствующим коэффициентам мощности cosj.

Наибольшая реактивная мощность Q_Nå, необходимая для питания потребителей электроэнергии и работы электрической сети, будет равна (здесь принимаем, что генерируемая линией реактивная энергия равна потерям реактивной энергии в линии):

Где: К₀ – коэффициент одновременности наибольших реактивных нагрузок потребителей, К₀ при малом числе подстанций (в нашем случае) равен 0,98 – 1;

Q_i – наибольшая реактивная нагрузка i-го потребителя;

DQ_Лj, Q_Сj – соответственно потери в сопротивлениях и генерация реактивной мощности j-й линии;

с– число трансформаторов на подстанции;

0,1 – относительная величина  потерь мощности при каждой  трансформации.

åS_ном – полная нагрузка ПС с учетом 30% перегрузки в аварийном режиме.

Определяем генерируемую источниками  реактивную мощность сети:

Для нормального функционирования сети необходимо чтобы соблюдалось  условие превышения вырабатываемой источниками реактивной энергии над потребляемой энергией, которое будет иметь следующий вид:

С точки зрения покрытия реактивной нагрузки дополнительные источники  реактивной нагрузки не требуются. Однако, передаваемая по сетям реактивная нагрузка оказывает большое влияние на экономические показатели сети. С точки зрения экономичной работы потребителей главным показателем является cos φ. Даже рационально спроектированные сети имеют на шинах понизительной ПС максимальный cosφ 0,85. Согласно ПУЭ рекомендуется cosφ = 0,92 - 0,93. Исходя из этого условия, производится выбор мощности батарей статических конденсаторов (БСК) на шинах низкого напряжения потребительских ПС.

Мощность БСК определяется:

Полученное значение округляется  до ближайшего стандартного значения.

 

 

 

 

Таблица 3.4. Характеристика компенсирующих устройств.

Потребители	Активная мощность Р, МВт	cosj1	cosj2	tgj1	tgj2	Необходимая мощность конденсаторов Qк, МВар	Реактивная мощность Q, МВар	Полная мощность S, МВА
ПСМ	18	0.6	0,95	1,33	0,32	18,18	7,74	5.76
С.С.	25	0.68	0,95	1,07	0,32	18.75	10,32	8
Г	70.2	0,95	0,95	0,32	0,32	-	30,1	22.4

Принимаем для установки на ПС ПСМ батареи статических конденсаторов типа:УК-10Н-1800 в количестве 11 штук. Скомпенсированная мощность будет равна:

К установке на ПС СС принимаем батареи конденсаторов типа: УК-10Н-1800 в количестве 11 штук. Скомпенсированная мощность будет равна:

3.3 Составление возможных  схем и выбор номинального  напряжения сети. Выбор схем электрических соединений понижающих подстанций.

По заданным условиям составим 6 вариантов  возможных схем сети, приведенных  на рисунках 3.1 – 3.6. для того чтобы сравнить эти схемы по укрупненным показателям и выбрать 2 из них, наиболее отвечающих требованиям надежности и экономичности, надо произвести предварительный выбор схемы и номинального напряжения сети. Наиболее выгодное напряжение U_ЭК ориентировочно определяем по формуле:

Где L – длинна рассматриваемой линии в км.; Р – передаваемая по линии мощность МВт.

;

;

В качестве номинального напряжения  сети выбираем 110 кВ, так как оно наиболее подходит для проектируемой сети в связи с длинной линий.