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:

(1.1.)

 

(1.2.)

Таблица1. Параметры потребителей электрической сети

Максимальный режим Минимальный режим

U1 110 кВ

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
МВт МВар МВ∙А МВт МВар МВ∙А МВт МВар МВ∙А МВт МВар МВ∙А МВт МВар МВ∙А МВт МВар МВ∙А
1 32 15,4 35,5 - - - 20 9,6 22,2 30 16,1 34 - - - 10 5,3 11,3
2 - - - 25 12 27,7 16 7,6 17,7 - - - 15 8 17 6 3,2 6,8
3 26 12,5 28,8 18 8,7 20 12 5,7 13,3 16 8,63 18,8 8 4,31 9 7 3,7 7,95
4 - - - - - - 17 8,02 18,8 - - - - - - 8 4,3 9

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:

 (1.3)

Рисунок №2 Схемы электрической сети

I-Вариант

 Выбираем ТДН 16000/110

 Выбираем ТДТН 40000/110

 Выбираем ТДТН 25000/110

 Выбираем ТД 16000/35

II-Вариант

 Выбираем ТДН 16000/110

 Выбираем ТДТН 40000/110

 Выбираем ТДТН 25000/110

 Выбираем ТДН 16000/110

Номинальные мощности трансформаторов, автотрансформаторов и их технические характеристики принимаются по техническим справочникам и сводятся в таблицу


Таблица 2. Технические данные силовых трансформаторов, автотрансформаторов

Тип Ном. мощ.щ МВА

Ном. напр.

кВ

Потери мощн. кВт Напр. К.З.% Ток х.х. %
ХХ К.З.
ВН СН НН ВН - СН ВН- НН СН- НН ВН-СН ВН- НН СН - НН
1

ТДН

16000/110

16 115 - 11 18 - 85 - - 10,5 - 0,7
2

ТДТН

40000/110

40 115 38,5 11 39 - 200 - 10,5 17,5 6,5 0,6
3

ТДТН

25000/110

25 115 38,5 11 28,5 - 140 - 10,5 17,5 6,5 0,7
4

ТД

16000/35

16 38,5 - 10,5 21 - 90 - - 8 - 0,6

1.4.Определение потерь мощности в силовых трансформаторах и автотрансформаторах

Потери мощности в двухобмоточных трансформаторах определяются по формуле (1.4)

Где -потери активной мощности в трансформаторе,

-потери реактивной мощности в трансформаторе.

Потери активной и реактивной мощностей в n параллельно работающих трансформаторах определяются по формулам:

(1.5)

Где n – число параллельно работающих трансформаторов;

 - потери холостого хода, из таблицы 2

 - потери короткого замыкания, из таблицы 2

- нагрузка трансформаторов в максимальном режиме

- номинальная мощность трансформатора, из таблицы 2

 (1.6)

Где - ток холостого хода, из таблицы 2

 - напряжение короткого замыкания, % из таблицы 2

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 активной мощности соответственно в обмотках высшего, среднего и низшего напряжений. Для 3-обмоточных трансформаторов 110/35/10 кВ расчет потерь к.з. ведется по формуле:

===0,5  (1.8)

Потери реактивной мощности определяется по формуле (1.9):

Где ,,- напряжение коротких замыканий соответственно обмоток высшего, среднего и низшего напряжений, определяются из соотношений:

(1.10)

(1.11)

(1.12)

Определение потерь активной энергии в трансформаторах:

В 2-обмоточных трансформаторах

(1.13)

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

===0,5*140=70

Результаты расчетов остальных подстанции приведены в таблице №3

II –Вариант

4-подстанция Для трансформатора ТДН 16000/110

2-подстанция для трансформатора ТДТН 40000/110

===0,5*200=100

Результаты расчетов остальных подстанции приведены в таблице №3


Таблица №3. Потери мощности и энергии в трансформаторах

Вариант

п/ст

Тип

МВт

МВар

МВА

МВт∙ч

1 1 ТДН 16000/110 0,36 1,8 18,35 601695,8
2 ТДТН 40000/110 0,28 6,28 6,28 1411834
3 ТДТН 25000/110 0,151 2,96 2,96 858021
4 ТД 16000/35 0,29 1,07 1,409 3915976
2 1 ТДН 16000/110 0,36 1,8 1,83 601695,8
2 ТДТН 40000/110 0,76 3,5 3,5 1026875
3 ТДТН 25000/110 0,151 2,96 2,96 858021
4 ТДН 16000/110 0,27 1,38 1,4 538306

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:

(2.1)

Для одноцепных линий:  - определяется по формуле:

   (2.2)

Для двухцепной линий:

(2.3)

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.

(2.4)

где - максимальный ток при аварийном режиме, А;

- допустимый ток провода, А.

Для кольцевой сети рассматривают два случая аварии; обрыв ВЛ на головных участках поочередно и соответственно определяют:

 (2.5)

где - нагрузка головного участка сети при обрыве ВЛ.

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.

 Выбираем АС 185/24

 Выбираем АС 150/19

Рисунок №3

 

 

Выбираем АС 185/24

 Выбираем АС 95/16

Выбираем АС 240/39

II – Вариант

Рисунок №4

 Выбираем 2×АС 185/24

 Выбираем АС 95/16

 Выбираем АС 240/32

Рисунок №5

 

 

Выбираем АС 185/24

 Выбираем АС 95/16

Выбираем АС 240/39

Выбранные сечения проверяются на нагрев.

I – Вариант

Рисунок №6

 Выбираем АС 185/24

 Выбираем вместо АС 95/16 провода АС 120/19

II – Вариант

Рисунок №7

 Выбираем вместо АС 70/11 провода АС 95/16

Таблица 4 Параметр воздушных линий

№ варианта

Участок

ВЛ

Длина

км

U,кВ Марка провода

ro

Ом/км

R, Ом
I 0-1 22,5 110 АС 185/24 0,154 1,73
0-2 40,5 110 АС 150/19 0,195 3,94
0-4 49,5 110 АС 185/24 0,154 7,63
4-3 22,5 110 АС 120/19 0,245 5,51
3-0 48 110 АС 240/39 0,122 5,85
II 0-1 22,5 110 АС 185/24 0,164 3,69
1-2 21 110 АС 95/16 0,245 5,14
2-0 40,5 110 АС 240/32 0,118 4,77
0-4 49,5 110 АС 185/24 0,154 7,63
4-3 22,5 110 АС 120/19 0,245 5,51
3-0 48 110 АС 240/39 0,122 5,85

2.2.Определение потерь энергии в ВЛ

Потери активной энергии в ВЛ определяется по формуле:

 (2.6)

где  - потери активной мощности в ВЛ;

(2.7)

где R – активное сопротивление линии, см. таблица 4;

 - время максимальных потерь, часов. Определяется по типовому графику в зависимости от Tmax b cosφ.

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:

 (3.1)

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:

  (3.2)

где  - капиталовложения на сооружение подстанций, тыс. тг.

 - капиталовложения на сооружение воздушных линий, тыс. тг.

Годовые эксплуатационные расходы определяются по формуле:

 (3.3)

где  - ежегодные отчисления на амортизацию электрооборудования, тыс.тг.

Состоят из амортизационных отчислений подстанций и линий электропередач:

(3.4)

 (3.5)

 (3.6)

где  и  - нормы ежегодных отчислений на амортизацию, %.

 - ежегодные отчисления на ремонт и обслуживание, тыс.тг.

Определяются по формуле (3.7):

где  и  - нормы ежегодных отчислений на ремонт и обслуживание ЛЭП, %.

 - стоимость годовых потерь электроэнергии, тыс.тг. Определяются по формуле

(3.8)

где  - стоимость 1-го кВт∙ч, потерь электроэнергии, тг/кВт∙ч

,  - годовые потери в линиях электропередач кВт∙ч.

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.

Варианты
I-вариант II-вариант

Колич.

шт.

Общая

стоимоть

тыс.тг.

Колич.

шт.

Общая

стоимоть

тыс.тг.

ТДН 16000/110 7200 4 28800 4 28800
ТДТН 40000/110 14160 2 28320 2 28320
ТДТН 25000/110 10845 2 21690 2 21690

ОРУ 110 кВ более

менее

3450

4500

16

6

55200

27000

16

6

55200

27000

ОРУ 35 кВ более

менее

1050

900

15 15750 15 15750
КРУ 10 кВ 285 12 3420 12 3420
Постоянная часть затрат

43500

31500

37500

48000

1

1

1

1

43500

31500

37500

48000

1

1

1

1

43500

31500

37500

48000

Итого 340680 340680

Таблица 6 Капитальные затраты на сооружение линий электропередач

Участок

цепи

Напр.

кВ

Кол.

цепей

Марка

Тип

опор

Длина

км.

Район

по гол.

Стоим.

1км.

тыс.тг

Общ.

стоим.

тыс.тг.

I 0-1 110 2 АС-185/24 стальные 22,5 I 4170 93825
0-2 110 2 АС-150/19 40,5 3855 156127
0-4 110 1 АС-185/24 49,5 2610 129195
4-3 110 1 АС-120/19 22,5 2340 52650
3-0 110 1 АС-240/39 48 2805 134640
II 0-1 110 1 АС-185/24 стальные 22,5 I 2610 58725
1-2 110 1 АС-96/16 21 2220 46620
2-0 110 1 АС-240/32 40,5 2805 113602
0-4 110 1 АС-185/24 49,5 2610 129195
4-3 110 1 АС-120/19 22,5 2340 52650
3-0 110 1 АС-240/39 48 2805 134640
I Итого 566245
II Итого 535425

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

I 906925 33349,3 12485,3 20204,6 66039,2 174870,2
II 876105 32609,64 12362,1 17826,75 62798,4 167931

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.


Информация о работе «Электрические сети»
Раздел: Физика
Количество знаков с пробелами: 23151
Количество таблиц: 9
Количество изображений: 19

Похожие работы

Скачать
101980
40
8

... (5.2), где - ударный коэффициент, который составляет (табл.5.1). Расчёт ТКЗ выполняется для наиболее экономичного варианта развития электрической сети (вариантI рис.2.1) с установкой на подстанции 10 двух трансформаторов ТРДН-25000/110. Схема замещения сети для расчёта ТКЗ приведена на рис. 5.1. Синхронные генераторы в схеме представлены сверхпереходными ЭДС и сопротивлением  (для блоков 200МВт ...

Скачать
67860
2
2

... линиям относят линии, для которых верхняя граница интервала неопределенности потерь превышает установленную норму (например, 5%). 3. Программы расчета потерь электроэнергии в распределительных электрических сетях 3.1 Необходимость расчета технических потерь электроэнергии В настоящее время во многих энергосистемах России потери в сетях растут даже при уменьшении энергопотребления. При ...

Скачать
38274
17
13

...           КП.1001.128.07.34.ПЗ                     Изм Лист № докум. Подпись Дата Электрическая сеть района системы 110кВ Литера Лист Листов Разраб. Демченко В.     Руковод. Озина Н.В.     НЭТ       ...

Скачать
30991
19
4

... 110 78,36 110 25 ИП - а 75 110 150 220 45 а - г 50 110 112,54 220 15 II ИП - в 31 110 99,7 110 25 в - д 17,5 110 78,4 110 25 в - б 6 35 47,9 110 25   Опыт эксплуатации электрических сетей показывает, что при прочих равных условиях предпочтительней вариант с более высоким номинальным напряжением, как более перспективный. В то же время ...

0 комментариев


Наверх