Электрические сети

Федеральное агентство по образованию Российской Федерации

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Южно-Уральский государственный университет»

Факультет «Заочный инженерно-экономический»

Кафедра «Системы электроснабжения»

 

 

 

Курсовой проект

по курсу «Электрические сети и системы»

ЭС-511.00.00 ПЗ

 

 

 

Нормоконтролер                                             Руководитель

XXX                                                                 XXX

«__»________2013 г.                                      «__»________2013 г.

Автор проекта

студент группы XXX

XXX

«__»________2013 г.

Проект защищен с оценкой

________________

«__»________2013 г.

 

 

 

 

Челябинск

2013

ОГЛАВЛЕНИЕ

1 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ  ВЫБОРА СЕТИ

1. Баланс активных и реактивных мощностей

   1.2 Составление вариантов схем соединений сети

   1.3 Выбор номинального напряжения

   1.4 Выбор сечений проводов по условиям экономичности

   1.5 Выбор трансформаторов на подстанциях

2 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ  СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ

   СЕТИ

   2.1 Расчет приведенных затрат для радиального варианта

   2.2 Расчет приведенных затрат для кольцевого варианта

   2.3 Выбор лучшего варианта

3 РАСЧЕТ РЕЖИМОВ КОЛЬЦЕВОГО  ВАРИАНТА СЕТИ

4 РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ  НА ПОДСТАНЦИЯХ СЕТИ

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА СЕТИ

 

Ситуационный план расположения подстанций представлен на рисунке 1.1.

Рисунок 1.1 - Ситуационный план расположения подстанций

   1.1 Баланс активных и реактивных мощностей

Баланс активных мощностей.

В каждый момент времени в систему должно поступать от генераторов электростанций столько электроэнергии, сколько в этот момент необходимо всем потребителям с учетом потерь при передаче, т.е. условие баланса по активной мощности при неизменной частоте можно записать так:

Pист ≥ РпΣ + РрезΣ + ΔPлΣ + ΔPтΣ =РНΣ,                      (1)

где Рист– суммарная генерируемая активная мощность электростанций;

РНΣ – суммарное потребление мощности.

РпΣ - активная нагрузка всех потребителей;

ΔРлΣ - потери мощности в линиях;

ΔРтΣ - потери мощности в трансформаторах;

РрезΣ - резерв мощностей, 10% от суммарной мощности соответствующей нагрузки;

РрезΣ = 0,1 × РпΣ

Суммарные потери активной мощности в сети принимаем 8% от суммарной активной мощности нагрузки потребителей.

ΔРлΣ + ΔРтΣ = 0,08 × РпΣ                                              (2)

Определим суммарную активную мощность всех нагрузок в системе:

,                             (3)

РпΣ = 13 + 22 + 40 + 30 + 25  = 130 МВт.

ΔРлΣ + ΔРтΣ = 0,08 × 130 = 10,4 МВт.

РрезΣ = 0,1 × 130 = 13 МВт.

РнΣ = 130 + 13 + 10,4 = 153,4 МВт.

По балансу необходимая обменная мощность в балансирующем узле:

                 Рнб = Рг - РнΣ,         (4)

Рнб

МВт

Получаем, что генерируемая на электростанциях сети мощность, меньше потребляемой мощности, то есть сеть является дефицитной, поэтому недостаток мощности будем брать в балансирующем узле (7).

Баланс реактивных мощностей.

Балансу реактивной мощности в системе соответствует равенство:

QнΣ = QпΣ + QрезΣ + ΔQлΣ + ΔQтΣ - Qс                        (5)

Режим реактивной мощности линий зависит от реджима напряжений. При повышении напряжения потери реактивной мощности уменьшаются, а генерируемая линиями зарядная мощность Qc увеличивается. На первоначальной стадии проектирования параметры ЭС неизвестны.

Для упрощения полагаем, что все линии работают в режиме натуральной мощности. Тогда принимаем условие ΔQл ≈ Qс. Поэтому получаем следующее уравнение баланса реактивной мощности:

QистΣ + Qку ≥ QпΣ + ΔQтΣ + Qрез = QнΣ                    (6)

QнΣ = 13×0,75 + 22×0,8 + 40×0,9 + 30×0,85 + 25×0,85  = 110,1 Мвар

Величину реактивной мощности, поступающей от станции Qист следует определять по небалансу активной мощности в ЭС и коэффициенту мощности cosφист, с которым запланирована выдача мощности с шин источников, cosφист = 0,9:

Qист = Рнб × tgφист

Qист = 78,4 × tg(arccos0,9) = 38,0 Мвар

Мощность КУ, обеспечивающая баланс реактивной мощности ЭС:

Qку ≥ QнΣ - Qист = 110,1 – 38,0 = 72,1 Мвар

Получили дефицит реактивной мощности в ЭС. Оцененная суммарная мощность КУ распределяется по потребителям в соответствии со средним по условию баланса коэффициентом мощности подстанций.

.

Тогда можно найти мощность компенсирующих узлов каждой подстанции, отвечающую балансу реактивной мощности ЭС:

КУ снижают общую расчетную мощность подстанции

Sпi = Pпi + j(Qпi – Qкуi)

 

№ПС	ПС2	ПС3	ПС4	ПС5	ПС6
Qкуi, Мвар	6,0	11,2	24,4	16,8	14,0
Sпi, МВА	13+j3,8	22+j6,4	40+j11,6	30+j8,7	25+j7,3

 

1.2 Составление вариантов  схем соединений сети

Примем к рассмотрению пять конкурирующих варианта схемы сети: первый вариант – радиальная схема (рисунок 1.2а), второй вариант – кольцевая схема (рисунок 1.2б), третий, четвертый и пятый варианты – смешанные схемы (рисунок 1.2в,г,д).

Рисунок 1.2а – Радиальная схема ЭС

Рисунок 1.2б – кольцевая схема ЭС

Рисунок 1.2в – Смешанная схема ЭС

 

Рисунок 1.2г – Смешанная схема ЭС

 

Рисунок 1.2д – Смешанная схема ЭС

 

Исходя из условий обеспечения требуемого уровня надежности электроснабжения потребителей в разомкнутых схемах сети (радиальные, магистральные участки схем), линии электропередачи, питающие потребителей первой категории надежности (в нашем случае все линии) выполняются двухцепными; в замкнутых схемах сети (кольцевые участки схем) линии электропередачи выполняются одноцепными.

Схема тупиковых подстанций вариантов показана на рисунке 1.3а, магистральных подстанций на рисунке 1.3б.

Рисунок 1.3а – Схема тупиковых подстанций

Рисунок 1.3б – Схема узловых подстанций

 

1.3 Выбор номинального напряжения

Номинальное напряжение можно приближенно оценить по пропускной способности ЛЭП аналитически по формуле А.М. Залесского

Uрац

.

Для радиального (первого) варианта сети:

Общая протяженность воздушных линий 393,4 км.

Uрац =

кВ.

Принимаем напряжение Uном = 220кВ.

Для кольцевого (второго) варианта сети:

Общая протяженность ВЛ 279,7 км.

Uрац =

кВ.

Принимаем напряжение Uном = 220кВ.

Для смешанного (третьего) варианта сети:

Общая протяженность ВЛ  326,0 км.

Uрац =

кВ.

Принимаем напряжение Uном = 220кВ.

Для смешанного (четвертого) варианта сети:

Общая протяженность ВЛ  340,5 км.

Uрац =

кВ.

Принимаем напряжение Uном = 220кВ.

Для смешанного (пятого) варианта сети:

Общая протяженность ВЛ  299,3 км.

Uрац =

кВ.

Принимаем напряжение Uном = 220кВ.

 

 

 

1.4 Выбор сечений проводов по условиям экономичности

Для радиальной (первой) схемы:

Определим наибольший ток, протекающий по линиям в нормальном режиме:

Fэкi

,

где Fэк – экономически целесообразное сечение, мм2;

       I – ток, протекающий по одной цепи  линии электропередачи, А;

       jэк – экономическая плотность тока, А/мм2. Для неизолированных сталеалюминевых проводов при продолжительности использования максимальных нагрузок 5500 ч/год jэк = 1,0 А/мм2.

Fэкi1-2

мм2,

Fэкi1-3

мм2,

Fэкi1-4

мм2,

Fэкi1-5

мм2,

Fэкi1-6

мм2,

FэкiБУ

мм2.

По условиям ограничения потерь «на корону»: для ВЛ-220кВ минимально возможное сечение АС-240/32.

Поэтому принимаем экономически целесообразное сечение для всех ВЛ АС-240/32.

Для линий марки АС 240/32: r0 = 0,118 Ом/км; x0 = 0,405 Ом/км; b0 = 0,281∙10-5 Cм/км.

Для каждой линии определяем активное и реактивное сопротивления, зарядную мощность:

rлΣ = r0 ∙ L / nц,

xлΣ = x0 ∙ L / nц,

Qc = nц ∙ b0 ∙ L ∙

,

где r0, x0, b0 – удельные параметры схемы замещения, соответственно активное сопротивление, реактивное сопротивление, емкостная проводимость;

        L –  длина линии, определяем по плану;

        nц – число цепей в линии;

        Uном – номинальное напряжение линии.

 

Таблица 1.2 - Результаты выбора сечений линий радиального варианта

Линия	L, км	r0, Ом/км	rΣ, Ом	х0, Ом/км	хΣ, Ом	b0, Cм/км	QC, Мвар
1-2	50,2	0,118	2,96	0,405	10,17	0, 281	13,7
1-3	74,3		4,38		15,05		20,2
1-4	46		2,71		9,32		12,5
1-5	95		5,61		19,24		25,8
1-6	35		2,07		7,09		9,5
1-Б	93		5,49		18,83		25,3

 

 Для кольцевой (второй) схемы.

Для определения токов, протекающих по линиям кольцевой сети, необходимо рассчитать потоки мощностей по линиям. Активная и реактивная мощность на головных участках сети 1-6 и 1-2:

Р5 ∙ (L5-бу + Lбу-6 + L6-1) + Рбу ∙ (Lбу-6 + L6-1) + Р6 ∙ L6-1 = 86,1 МВт

Аналогично определяем активную и реактивную мощность на головных участках сети 1-6 и 1-2:

Q1-2 = 43,1 МВар.

Р6-1 = 122,3 МВт.

Q6-1 = 67,0 МВар.

Потоки мощностей на оставшихся участках определяются на основе первого закона Кирхгофа, и равны:

Р2-3 = 73,1 МВт;  Q2-3 = 33,4 Мвар;

Р3-5 = 51,1 МВт;  Q3-5 = 15,8 Мвар.

Р5-бу = 21,1 МВт;  Q5-бу = -9,7 Мвар.

Рбу-4 = 98,3 МВт;  Qбу-4 = 9,7 Мвар.

Р4-6 = 97,3 МВт;  Q4-6 = 45,7 Мвар.

После определения потоков мощностей определим сечение линий, учитывая условие «короны»:

Fэк1-6 = 366,5 мм2; принимаем провод АС-2х185/29;

Fэк1-2 = 252,9 мм2;  принимаем провод АС-300/39;

Fэк2-3 = 211,0 мм2;  принимаем провод АС-240/32;

Fэк3-5 = 140,4 мм2;  принимаем провод АС-240/32;

Fэк5-бу = 61,0 мм2;  принимаем провод АС-240/32;

Fэкбу-4 = 246,6 мм2;  принимаем провод АС-300/39;

Fэк4-6 = 282,6 мм2; принимаем провод АС-300/39.

Для линий марки АС 2х185/29: r0 = 0,088 Ом/км; x0 = 0,385 Ом/км; b0 = 0,288∙10-5 Cм/км; АС 240/32: r0 = 0,118 Ом/км; x0 = 0,405 Ом/км; b0 = 0,281∙10-5 Cм/км; АС 300/39: r0 = 0,098 Ом/км; x0 = 0,395 Ом/км; b0 = 0,284∙10-5 Cм/км.

 

Таблица 1.3 - Результаты выбора сечений линий кольцевого варианта

Линия	L, км	r0, Ом/км	rΣ, Ом	х0, Ом/км	хΣ, Ом	b0, Cм/км	QC, Мвар
1-2	50,2	0,098	2,46	0,395	9,91	0, 284	13,8
2-3	28	0,118	1,65	0,405	5,67	0, 281	7,6
3-5	76,3	0,118	4,50	0,405	15,45	0, 281	20,8
5-бу	5	0,118	0,30	0,405	1,01	0, 281	1,4
бу-4	55,2	0,098	2,70	0,395	10,90	0, 284	15,2
4-6	30	0,098	1,47	0,395	5,93	0, 284	8,2
6-1	35	0,088	1,54	0,385	6,74	0, 288	9,8