Расширение сети 35 кВ

Тип работы:
Курсовая
Предмет:
Физика


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Министерство образования и науки РФ

Федеральное государственное образовательное учреждение

Среднего профессионального образования

Челябинский энергетический колледж имени С.М. Кирова

Расширение сети 35 кВ

Пояснительная записка к курсовому проекту

По дисциплине: «Проектирование электрических систем»

КП. 140 206. 3−08. 142. ПЗ

Руководитель проекта Ю.И. Добрынин

Разработал студент Э.Ф. Абдульфанова

Нормоконтролер Ю.И. Добрынин

2012

Введение

Основой экономики всех индустриальных стран мира является электроэнергетика. ХХ век стал периодом интенсивного развития этой важнейшей отрасли промышленности.

Вскоре после образования СССР в основу его экономической политики было положено создание мощной энергетической базы нового государства. В 1920 г. был принят государственный план электрификации России-ГОЭЛРО, предусматривающий строительство 30 новых районных электрических станций общей мощностью 1750 МВт в течение 10−15 лет с доведением выработки электроэнергии до 8,8 ТВт*ч в год. Этот план был реализован за 10 лет. В 1930 г. установленная мощность электрических станций составила 2875 МВт с выработкой электроэнергии 8,4 ТВт*ч.

Основной последующих планов развития народного хозяйства явились принципы, заложенные в плане ГОЭЛРО. Темпы развития электроэнергетической базы в СССР были высочайшими в мире и снижались только во время Великой Отечественной Войны (1941−1945). Если впервые годы своего существования Советская Россия по выработке электроэнергии занимала одно из последних мест в мире, то к 1980-м гг. Советский Союз уступал только Соединенным Штатам Америки.

Основной развития энергетики в Уфимской обл. сооружение электростанций большой мощности. К 1990 г. в Советском Союзе работали 80 электростанций с установленной мощностью более 1 ГВт каждая, на которых было сосредоточено более половины всей генерирующей мощности. НА тепловых электрических станциях (ТЭС) работало более 400 энергоблоков единичной мощностью от 150 до 1200 МВт, на атомных электростанциях (АЭС)-энергоблоки мощностью 440, 1000 и 1500 МВт, на гидроэлектростанциях (ГЭС)-600и 640 МВт. Создание и освоение энергоблоков мощностью 500 МВт на угле и 800 МВт на газе позволили создать мощные Экибастузкую ГРЭС (4000 МВт) и Сургутскую ГРЭС-2(4800 МВт).

Быстрыми темпами развивалась атомная энергетика. От первой, Обнинской, АЭС мощностью 5 МВт атомная энергетика прошла путь до электростанций мощностью 4000 МВт. В эксплуатацию были введены Запорожская, Балаковская, Ленинградская, Курская, Чернобыльская, Южно-Украинская и другие мощные АЭС.

Большое внимание в стране уделялось гидроэнергетике. В европейской части завершилось строительство каскада ГЭС на Волге и Каме. Интенсивно сооружались ГЭС на многих реках Кавказа. В Сибири продолжалось освоение Ангаро-Енисейского каскада, на котором были сооружены Усть-Илимская и Саяно-Шушенская ГЭС мощностью 3,8 и 6,4 МВт соответственно, в Сибири работают такие ГЭС, как Братская (4,5 ГВт) и Красноярская (6 ГВт).

Высокими темпами развивалось электросетевое хозяйство. Формирование таких крупных энергетических объединений, как энергообъединения Северо-Запада, Центра, Средней Волги, Юга, Казахстана, Закавказья, Урала Северного Кавказа, Средней Азии, Сибири и Востока, позволяло успешно решать задачу создания Единой энергетической системы страны (ЕЭС СССР).

К 1990 г. в состав ЕЭС входили 9 из 11 энергообъединений, охватывая почти 2/3 территории страны, где проживало более 80% населения.

Межсистемные связи осуществлялись по линии электропередачи напряжением 500 КВ (30 348 км), были введены в эксплуатацию линии напряжением 750 КВ (2811 км) и 1150 КВ (958 км).

В стране планировалось интенсивное развитие и использование возобновляемых источников энергии: солнечной, геотермальной, ветровой, приливной и др.

В июле 1962 г. было подписано соглашение о создании в Праге Центрального диспетчерского управления (ЦДУ) объединенных энергосистем Болгарии, Венгрии, ГДР, Польши, Румынии, СССР и Чехословакии. В соответствии с соглашением энергосистемы стран- членов СЭВ были объединены между собой. Советский Союз был соединен линиями электропередачи напряжением 220 КВ с Венгрией и Польшей и линиями напряжением 400 КВ — с Румынией и Чехословакией.

К концу 1980 — 2000 г. Создалось уникальное межгосударственное энергообъединение стран — членов СЭВ- энергосистема «МИР» с суммарной установленной мощностью более 400 млн. КВт.

1. Определение нагрузок в комплексной форме

1.1 Расчет подстанции № 1

Максимальный режим Минимальный режим

MBA MBA (1. 1)

МВАр МВАр

MBA MBA (1. 2)

1.2 Расчет подстанции № 2

Максимальный режим Минимальный режим

МВА МВА

МВАр МВАр

МВА МВА

1.3 Расчет подстанции № 3

Максимальный режим Минимальный режим

МВА МВА

МВАр МВАр

МВА МВА

2. Выбор типа и мощностей силовых трансформаторов на подстанциях. Определение приведенных нагрузок

2.1 Расчет подстанции № 1

Трансформаторы выбираются по условию

где: Кав=1,4-коэффициент аварийной перегрузки

МВА (2. 1)

Выбираю 2 трансформатора типа TДН 16 000/35/10,5 [3. с142] и их технические данные сношу в таблицу 2.1. Проверяю их на аварийную перегрузку

(2. 2)

2.2 Расчет подстанции № 2

Трансформаторы выбираются по условию МВА

Выбираю 2 трансформатора типа ТМН-6300/35/6,3 из [3. с142]

И их технические данные сносим в таблицу 2. 1

Проверяю их на аварийную перегрузку

2.3 Расчет подстанции № 3

Трансформаторы выбираются по условию МВА

Выбираю 1 трансформатор типа ТМ-1600/35/0,4 из [3. с140]и технические данные сношу в таблицу 2. 1

Таблица 2.1 Технические данные трансформаторов

Тип тр-ра

Стандарт. ответвл.

UН, кВ

?PХ, кВт

?PКЗ, кВт

IХХ, %

Uк, %

UВН

UСН

UНН

UВ-С

UВ-Н

UС-Н

ТДН-16 000/35/10,5

4*2,5%

36,75

---

10,5

17

85

0,7

10

---

---

ТМН-6300/35/6,3

8*1,5%

35

---

6,3

8

46,5

0,8

7,5

---

---

ТМ-1600/35/0,4

2*2,5%

35

---

0,4

2,75

18

1,3

6,5

---

---

3. Определение приведенных мощностей в максимальном и минимальном режимах

3.1 Составить эквивалентную схему замещения подстанции.

Рисунок 3.1 Схема замещения подстанции

Определяю параметры схемы замещения трансформатора

Активное сопротивление

Ом (3. 1)

Индуктивное сопротивление

Ом (3. 2)

Определяем потери мощности в проводимости.

2?Pcт MВт

2?Qm= МВар (3. 3)

Максимальный режим Минимальный режим

МВА = МВА (3. 4)

Определим приведенную мощность

МВА МВА (3. 5)

3.2 Расчет подстанции № 2

Составим схему замещения

Рисунок 3.2 Схема замещения трансформатора

Определяю параметры схемы замещения трансформатора

Активное сопротивление

ОМ

Индуктивное сопротивление

ОМ

Потери в стали трансформатора

?Pcт МВт

?Qm= МВар

Максимальный режим Минимальный режим

МВА = МВА

Определение приведенной мощности

МВА МВА

3.3 Расчет подстанции № 3

Составим схему замещения

Рисунок 3.3 Схема замещения трансформатора

Определяю параметры схемы замещения трансформатора

Активное сопротивление

ОМ

Индуктивное сопротивление

ОМ

Потери в стали трансформатора

?Pcт=2Рх=2,75=0,275 МВт

?Qm= МВар

Максимальный режим Минимальный режим

МВА = МВА

Определение приведенной мощности

МВА МВА

4. Выбор схемы сети

Выбираю схемы сети, варианты схем сношу в таблицу 4. 1

Таблица 4.1 Варианты конфигурации сети

Варианта

Схема

Сети

Длина

трассы

КМ

Суммарная

длина линий КМ

Число выключателей на сети

1

43

71

16

2

61,5

79,5

16

3

55

73

17

4

48,5

97

21

5

58,5

76,5

18

Вывод: Учитывая длину линии и длину трассы, и сумму выключателей. Для дальнейших расчетов выбираем варианты № 1 и № 3 как наиболее оптимальные.

5. Расчет сети в максимальном режиме для № 1 варианта

РАЗОМКНУТАЯ СЕТЬ

Рисунок 5.1 Схема разомкнутой сети

5.1 Определяю допустимую потерю напряжения на активном сопротивлении

КВ

ј

Где g=28.8 Ом*мм2/км — удельное сопротивление для аллюминевых проводов.

Выбираю метод определения сечения проводов и произведу их расчет.

Јэ=1,1, при Tmax=3000ч

Јэ=1< јрасчет ведем по ј

5.2 Определяю сечение проводов на каждом участке

Линия 0−1

[7,с427]

Выбираю провод марки АС-185/17,5 Iдоп=500 А проверяется на нагрев по условию Imaxав Iдоп Iдоп=500 А> Imaxав=427А провод по нагреву проходит.

Линия 1−2

Выбираю провод марки АС-95 из [7,с427] Iдоп=320 А проверяется на нагрев по условию Imaxав Iдоп Iдоп=320 А> Imaxав=132А провод по нагреву проходит.

Линия 0−3

Выбираем провод типа АС-35/6,2 Iдоп=170 А проверяется на нагрев по условию Imaxав Iдоп Iдоп=170 А> Imaxав=26,5А провод по нагреву проходити и по механической прочности.

Принимаю линии одно цепные на участке 0−1-2 расположенные «треугольником» с Д-3мм, а на участке 0−3 одноцепные расположенные «треугольником» с Д-3мм.

Таблица 5.1 Параметры проводов

Номер линии

Sл, МВА

Fст,

мм2

L,

км

r0, Ом/км

R, Ом

Х0, Ом/км

Х, Ом

0−1

21,3+j14,7

185

18

0,162

2,916

0,377

6,79

1−2

7,3+j3,3

95

10

0,305

3,05

0,397

3,97

0−3

1,32+j0,92

35

15

0,789

11,84

0,429

6,44

R=ro*L; Х=Хо*L

5.3 Составляется полная схема замещения сети и определяется её параметры по формулам

Рисунок.5.2 Схема замещения сети

5.4 Определение мощностей в начале и конце каждой линии

5.5 Определение напряжения в точках сети

5.6 Провода проверяются на потери напряжения по условию

%

%

Проверка на потерю напряжения

8%=8%

6. Расчет сети в максимальном режиме для варианта № 3

ЗАМКНУТАЯ СЕТЬ.

Рисунок 6.1 Схема замкнутой сети

6.1 Определим предварительное протекание мощностей в линиях предположив, что сеть однородная с одинаковым сечением проводов. Замкнутую сеть преобразуем в сеть с двусторонним питанием.

Рисунок 6.2 Сеть с двусторонним питанием

МВт (5. 4)

МВар (5. 5)

МВт

МВар

Мощность в линиях 2−1 и 1−3 определим на основании 1 закона Кирхгофа

МВА (5. 6)

МВА

В результате расчета выяснили, что точка тока раздела будет в точке 1

Проверка расчета в точке тока раздела 1

МВА (5. 7)

6.2 Определим сечение проводов на каждом участке сети по основному методу: jэ-экономической плотности тока.

Линия 2−1

кА А

Экономическое сечение определяется по Jэ

мм2

Где jэ=1 при Тмах=5100ч

Выбираю из [7,ст 428] провод марки АС-50/8 = 210 А

Выбранный провод по «короне'' проходит, т.к. минимальное сечение обеспечивающее отсутствие короны мм2 Iдоп=520А

Линия 3−1

кАА

Экономическое сечение определяется по

мм2

Выбираю из [6,427] провод марки АС-120/19 Iдоп=520 А

Выбранный провод по «короне'' проходит, т.к. минимальное сечение обеспечивающее отсутствие короны мм2

Линия 0−1

кАА

, при Тмах3=3000ч

, при Тмахср2−1=3847ч

Экономическое сечение определяется по

мм2

Выбираю из [6,427] провод марки АС-185/4,2 Iдоп=520 А

Выбранный провод по «короне'' проходит, т.к. минимальное сечение обеспечивающее отсутствие короны мм2

6.3 При проверке проводов на нагрев, рассматриваются аварийные режимы

Авария № 1

Повреждение линии 3−0,

Рисунок 6.3 Схема сети при повреждении линии А'-2

Авария № 2

Повреждение линии 0−2

Рисунок 6.4 Схема сети при повреждении линии 0−2

Проверим провода на нагрев: из 4 аварийных режимов для каждой линии определим наиболее тяжелую аварию

Линия 0−2

Наиболее тяжелая авария № 1

Провод поверяется на нагрев по условию Imaxав Iдоп АС-185/24

Iдоп=520 А> Imaxав=455 А провод по нагреву проходит

Линия 2−1

Наиболее тяжелая авария № 2

Провод поверяется на нагрев по условию Imaxав Iдоп АС-185/ 24

Iдоп=520 А> Imaxав=197А провод по нагреву проходит

Линия 1−3

Наиболее тяжелая авария № 2

Провод поверяется на нагрев по условию Imaxав Iдоп АС-185/24

Iдоп=520 А> Imaxав=341А провод по нагреву проходит

Линия 3−0

Наиболее тяжелая авария № 2

Провод поверяется на нагрев по условию Imaxав Iдоп АС-185/24

Iдоп=520 А> Imaxав=367А провод по нагреву проходит

Линии на участках А-1,1−2,А`-3 и 2−3 выбиранм одноцепную линию, с расположением проаводов треугольником с Д=3м из [2,c. 40]

Выбираю располажение проводов на опоре по напряжению и расстояние между фазами их на опоре треугольник Д=3,2 м

Д ср г=1,26*Д=1,26*3,2=4 м

Таблица 6.1 Параметры проводов

Номер линии

Тип провода

Длинна l, км

r0, Ом/км

Х0, Ом/км

R, Ом

Х, Ом

0- 2

АС — 185/24

18

0,1611

0,377

2,89

6,78

2 — 1

А — 185/24

10

0,1611

0,377

1,61

3,77

1 — 3

АС — 185/24

12

0,1611

0,377

1,93

4,52

0 — 3

А- 185/24

15

0,1611

0,377

2,42

5,65

R=ro*L; Х=Хо*L

6.4 Составляем полную эквивалентную схему замещения сети

Определим предварительное протекание мощностей в линиях расчет ведем по «длинным» формулам т.к. частный случай не подходит (5. 8)

(5. 9)

RAA'=1. 45+1. 61+1. 93+2. 42=7. 41 (Ом)

ХАА'=3. 39+3. 77+4. 52+. 65=17. 33 (Ом)

Rj; Xj-суммарные, активные и индуктивные сопротивления от соответствующей нагрузки до противоположной точки питания.

Мощности выходящие из точки питания

Мощность в линиях 2−1 и 3−1 определим на основании 1 закона Кирхгофа

Проверим расчет в точке тока раздела № 1

S2−1+S3−1=S рез2

7,22+j6,39+6,79+j5,09=14,01+j11,48

6.5 Расчеты проводяться от точки токораздела к источникам питания

Мощность в конце линии 2−1

Мощность в конце линии 3−1

(5. 10)

Мощность в конце линии А-2,определяется на основании1 закона Кирхгофа

Мощность, выходящая с шин ПС А-2

Мощность в начале линии 1−3

Мощность линии в конце A`-3

(5. 11)

Мощность, выходящая с шин ПС А`

6.6 Определим напряжение в точках эл. сети

Расчет следует вести от точек питания к точке токораздела

кВ (5. 12)

кВ

кВ

кВ

Проверка расчета сети

Погрешность расчета:

< 5%

7. Технико-экономический расчет

Для упрощения расчетов одинаковые элементы схемы исключаем

Расчет ведем с учетом коэф. индикации

Кинд -для стальных опор-5

Для выбора схемы определяются расчетные приведенные затраты

Зпр123n*kс,

Где И1-годовая стоимость потерей ээ

И2-годовые отчисления на амортизацию сети

И3-годовые отчисления на эксплуатацию сети

Еn=0,12-нормативный коэф. экономической эффективности

Kcлэп+kпс-стоимость электрической сети

7.1 Определение годовых затрат на потерянную электроэнергию

ф (7. 1)

где ф-время максимальных потерь, определяемое по [6,546]

-стоимость потерянного 1 кВт/ч для Европейской части

7.2 определение амортизационных издержек и издержек на обслуживание сети

Kяч=200тыс. руб — вакуум. (7. 2)

K0=970тыс. руб/км

=2,4%; =0,45;

=6,4%; =3,0%

7.3 Определение годового расхода на амортизацию и текущий ремонт

= (7. 3)

Принимаем стальные опоры Принимаем стальные опоры

=

Кяч -для вакуумного выключателя Кяч -для вакуумного выключателя

где и -норма отчислений на амортизацию и текущий ремонт линий

и -норма отчислений на амортизацию и текущий ремонт электрооборудования подстанций

Кл и Кпс— стоимость линий и подстанций

7.4 Определение расчетных приведенных затрат

(7. 4)

где-годовые затраты на потерянную электроэнергию

-амортизационные издержки (отчисления на реновацию и капитальный ремонт)

-издержки на обслуживание сети (текущий ремонт и зарплата)

=0,12-нормативный коэффициент эффективности капиталовложений

-стоимость линий и подстанций

Вывод: более оптимальный вариант-разомкнутая сеть

(вариант № 1 экономичнее, чем вариант № 3)

Принимаем вариант № 1 для дальнейшего расчета.

7.5 Схема варианта № 1

7.6 Схема варианта № 3

8. Выбор трансформатора на системной подстанции

Трансформатор выбирается по условию

Выбираю 2 трансформатора ТДТН-25 000/220/ из [4,с156]

Проверка на аварийную перегрузку

Таблица 8.1 Технические данные трансформатора

Тип тр-ра

отпайки

UН, кВ

?PХ, кВт

?PКЗ, кВт

Sном

ВН

СН

НН

ТДТН-25 000

СН2*2,5%

ВН8*1,5%

230

38,5

11

45

130

25

Расчет сети в минимальном режиме

электрическая сеть расширение

Рис 8.1 Схема замещения сети

8.1 Определим мощности на участках

МВА

МВА

МВА

МВА

8.2 Определение напряжения в точках сети

Расчет следует вести от точек питания к точке токораздела

кВ

кВ

кВ

Проверка на потерю напряжения

8.4 Расчет в послеаварийном режиме

Цель расчета: проверка проводов на потерю напряжения.

Анализ показывает, что наиболее тяжелой аварией является повреждение линии на участке 0−2 в максимальном режиме.

Рис 10.1 Схема замещения сети в послеаварийном режиме

8.5 Определим протекания мощностей в послеаварийном режиме

МВА

МВА

8.6 Определим напряжения во всех точках сети

кВ

кВ

кВ

Проверка на потерю напряжения

9. Выбор ответвления на станции и ПС или выбор отпаек

9.1 Выбор отпаек на ПС № 1

Определяю желаемый коэффициент

ТДН-16 000/35

кВ

Определяю желаемую ступень

Выбираю ответвления

Определяю действительный

(кВ)

трансформации

2*2,5

кВ

регулирования

Выбираю ответвления

коэффициент трансформации

(кВ)

Вывод: Полученные напряжения близки к желаемым

9.2 Выбор отпаек на ПС № 2

Определяю желаемый коэффициент

ТМН-6300/35/6,3

кВ

Определяю желаемую ступень

Выбираю ответвления

Определяю действительный

(кВ)

трансформации

6*1,5

кВ

регулирования

Выбираю ответвления

коэффициент трансформации

(кВ)

Вывод: Полученные напряжения близки к желаемым

9.3 Выбор отпаек на ПС № 3

Примем

Где

Выбираем ближайшие ответвления

Проверочный расчет:

Вывод: Полученные напряжения близки к желаемым

Список литературы

1. Нормы технологического проектирования для подстанций М, 1993

2. ПУЭ М, 2000 года

3. Боровиков «Электрические сети энергетических систем» «Энергия» Ленинград, 1977 год

4. Д. Л Файбисович, справочник по проектированию электрических Сетей, М. НЦ ЭНАС, 2006

5. Л. Д. Рожкова «Электрооборудование станций и подстанций» М. АСАДЕМА, 2004

6. Б. Н. Неклепаеви И. П Крючков «Электрическая часть электростанций и подстанций», М. Энергоатомиздат, 1989 год

7. Ю. И Добрынин, Методическое пособие по проектированию электрических сетей, 4, ЧЭнК, 2006

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой