Электрические сети

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 T_max 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 р_н – 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.