Выбор схемы развития районной электрической сети

Выбор схемы развития районной электрической сети

Реферат.

Целью настоящей работы является выбор наилучшей в технико-

экономическом смысле схемы развития районной электрической сети при

соблюдении заданных требований к надежности схемы электроснабжения и к

качеству электроэнергии отпускаемой потребителям, непосредственное

проектирование подстанции.

Необходимо произвести подключение нового потребителя к уже

существующей исходной электрической сети. Рассмотрено три варианта

подключения проектируемой подстанции № 10. Проектирование производилось с

учетом климатических условий, в которых находится подстанция.

В работе приведены расчеты нормальных и аварийных режимов всех

рассматриваемых вариантов. Произведен выбор сечений проводов линий

электропередач для каждого варианта. Произведено технико-экономическое

сравнение вариантов. В результате чего был выбран наиболее оптимальный

вариант присоединения проектируемой подстанции к существующей сети.

Следующим этапом было проведено проектирование понижающей подстанции 110/10

кВ, выбор числа и мощности силовых трансформаторов, трансформаторов

собственных нужд, выбор оборудования и коммутационной аппаратуры. В

«Разделе релейная защита» был произведен расчет релейной защиты силового

трансформатора. Расчеты нормальных и аварийных режимов выполнены в

программе «RASTR». Расчеты токов короткого замыкания выполнены в программе

«ТКЗ-3000». Выбор числа и мощности силовых трансформаторов, их тепловой

режим работы в зимний и летний периоды выполнены в программе «TRANS».

Дипломный проект содержит:

Листов –

Рисунков –

Таблиц –

Приложений –3

Перечень листов графических документов.

|№ п/п |Наименование |Количество |Формат |

|1 |Варианты развития электрической сети |1 |А1 |

|2 |Технико-экономическое сравнение вариантов |1 |А1 |

|3 |Результаты расчёта установившихся режимов |2 |А1 |

|4 |Главная схема электрических соединений |1 |А1 |

| |подстанции | | |

|5 |Конструктивное выполнение подстанции |1 |А1 |

|6 |Релейная защита трансформатора |1 |А1 |

Содержание

Задание на проектирование

Реферат

Перечень листов графических документов

Введение

1. Цель работы и характеристика исходной информации.

2. Проектирование электрической сети

1. Разработка вариантов развития сети

2. Выбор сечений линий электропередач

3. Технико-экономическое сопоставление вариантов развития сети

3. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

1. Расчёт режимов систематических нагрузок и аварийных перегрузок

трансформатора ТРДН-25000/110/10 (вариант I)

2. Расчёт режимов систематических нагрузок и аварийных перегрузок

трансформатора ТРДН-16000/110/10 (вариант II).

3. Экономическое сопоставление вариантов трансформаторов

4. Анализ установившихся режимов электрической сети.

5. Расчёт токов короткого замыкания.

6. Главная схема электрических соединений.

1. Основные требования, предъявляемые к главным схемам распределительных

устройств.

2. Выбор схемы распределительного устройства высокого напряжения (РУ ВН).

3. Выбор оборудования РУ ВН.

4. Выбор схемы распределительного устройства низшего напряжения (РУ НН).

5. Выбор оборудования (РУ НН).

6. Выбор измерительных трансформаторов тока и напряжения.

7. Выбор токоведущих частей на РУ НН.

8. Собственные нужды и оперативный ток.

9. Выбор ограничителей перенапряжения.

7. Конструктивное выполнение подстанции.

8. Релейная защита понижающего трансформатора.

1. Расчёт дифференциальной токовой защиты понижающего трансформатора.

2. Расчёт МТЗ с блокировкой по минимальному напряжению.

3. Расчёт МТЗ от перегрузки.

9. Безопасность и экологичность проекта.

1. Краткое описание проектируемого объекта.

2. Вредные и опасные факторы.

3. Меры безопасности при обслуживании.

4. Пожарная безопасность

5. Экологичность проекта

6. Чрезвычайные ситуации.

7. Грозозащита и заземление подстанции.

8. Расчёт заземляющих устройств (ЗУ).

10. Смета на сооружение подстанции.

Заключение

Приложения

1. Расчёт теплового режима силовых трансформаторов.

2. Расчёт токов короткого замыкания

3. Расчёт установившихся режимов

Библиографический список

Введение.

Развитие энергетики России, усиление связей между энергосистемами

требует расширение строительства электроэнергетических объектов, в том

числе линий электропередач и подстанций напряжением 35-110кВ переменного

тока.

В настоящее время ЕЭС России включают в себя семь параллельно

работающих объединений энергосистем: Центра, Средней Волги, Урала, Северо-

запада, Востока, Юга и Сибири.

Производство электроэнергии растет во всем мире, что сопровождается

ростом числа электроэнергетических систем, которое идет по пути

централизации выработки электроэнергии на крупных электростанциях и

интенсивного строительства линий электропередач и подстанций.

Проектирование электрической сети, включая разработку конфигурации

сети и схемы подстанции, является одной из основных задач развития

энергетических систем, обеспечивающих надёжное и качественное

электроснабжение потребителей. Качественное проектирование является основой

надёжного и экономичного функционирования электроэнергетической системы.

Задача проектирования электрической сети относится к классу

оптимизационных задач, однако не может быть строго решена оптимизационными

методами в связи с большой сложностью задачи, обусловленной

многокритериальностью, многопараметричностью и динамическим характером

задачи, дискретностью и частичной неопределенностью исходных параметров.

В этих условиях проектирование электрической сети сводится к

разработке конечного числа рациональных вариантов развития электрической

сети, обеспечивающих надёжное и качественное электроснабжение потребителей

электроэнергией в нормальных и послеаварийных режимах. Выбор наиболее

рационального варианта производится по экономическому критерию. При этом

все варианты предварительно доводятся до одного уровня качества и

надёжности электроснабжения. Экологический, социальный и другие критерии

при проектировании сети учитываются в виде ограничений.

1. Цель работы и характеристика исходной информации.

Целью дипломного проекта является разработка рационального, в

технико-экономическом смысле, варианта электроснабжения потребителей вновь

сооружаемой подстанции 10 с соблюдения требований ГОСТ к надёжности и

качеству электроэнергии, отпускаемой потребителям, а также разработка

электрической схемы и компоновка подстанции, выбора основного оборудования,

и оценка работы подстанции в нормальных, аварийных и послеаварийных

режимах. Карта-схема района электроснабжения представлена на рис. 1.1,

подстанция сооружается в районе Урала со среднегодовой температурой

окружающей среды +50С.

Источниками электроэнергии в схеме является ГРЭС, работающая на

буром угле и соседняя энергосистема, эквивалентированная к узлу 1, мощность

которой существенно превышает мощность рассматриваемого района развития

сети, поэтому напряжение в узле 1 можно считать неизменным при колебании

нагрузок рассматриваемой сети (U1=115кВ). На ГРЭС установлены генераторы

ТВВ-200 и трансформаторы ТДЦ-250000/220. Системообразующая сеть 220кВ

выполнена проводом АС-400, распределительная сеть 110кВ выполнена проводом

АС-240.

Потребители электроэнергии подключаемой подстанции №10 включают

промышленную и коммунальную нагрузку общей мощностью в максимальном режиме

32 МВт при cos?=0,87. График нагрузки приведён на рисунке 1.2 и в таблице

1.1.

Состав потребителей по категориям надёжности электроснабжения:

I категория – 40%

II категория – 40%

III категория – 20%;

Номинальное низшее напряжение подстанции 10 кВ;

Число отходящих линий - 16

P=80MBт

Р =110МВт 4 cos?=0,9

cos?=0,9

4

ТДЦН – Р50000/220

2 1000

4ТВВ-200

Uбаз P=32МВт

cos=0,87

1 10

6 Р=130МВт

cos?=0,9

7

9 8 5

P=16,9МВт

3 cos?=0.9

Р=125МВт

cos?=0,9

Рис.1.1 Карта-схема района электроснабжения.

График нагрузки характерного зимнего дня

[pic]

График нагрузки характерного летнего дня

[pic]

Рис.1.2 График нагрузки трансформаторов.

Таблица 1.1

График нагрузки характерного летнего и зимнего дня.

|Часы |1 |2 |3 |4 |5 |6 |7 |8 |9 |10 |11 |12 |

|суток | | | | | | | | | | | | |

|Зима, % |40 |40 |40 |40 |50 |50 |40 |40 |40 |40 |40 |50 |

|Лето, % |30 |30 |30 |30 |40 |40 |30 |30 |30 |30 |30 |40 |

|Часы |13 |14 |15 |16 |17 |18 |19 |20 |21 |22 |23 |24 |

|суток | | | | | | | | | | | | |

|Зима, % |40 |40 |80 |100 |100 |100 |100 |100 |40 |40 |80 |80 |

|Лето, % |30 |30 |70 |70 |80 |80 |80 |70 |30 |30 |70 |70 |

2. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ.

1. Разработка вариантов развития сети.

На стадии выбора конкурентно способных вариантов развития

электрической сети решаются две основные задачи – определение рационального

класса напряжения сети и выбор конфигурации сети.

Определение рационального класса напряжения зависит от района, в

котором ведётся проектирование, мощности присоединяемых узлов и их

удалённости от источников электроэнергии.

Анализ карты-схемы сети (рис.1.1) , расположение и параметры и

параметры присоединяемой подстанции №10 однозначно определяют класс

напряжения сети 110кВ, так как это напряжение явно выгоднее. И

использование другого класса напряжения требует дополнительной ступени

трансформации и является нерациональным.

Разработка вариантов развития сети, связанная с присоединением

подстанции 10 к сети 110кВ, выполнена при соблюдении следующих основных

принципов выбора конфигурации сети:

- сеть должна быть как можно короче географически;

- электрический путь от источников к потребителю должен быть как

можно короче;

- существующая сеть должна быть короче;

- каждый вариант развития сети должен удовлетворять требованиям

надёжности;

- потребители I и II категории по надёжности электроснабжения должны

получать питание от двух независимых источников (по двум или более

линиям);

- в послеаварийных режимах (отключение линии, блока на станции)

проектируемые и существующие линии не должны перегружаться (ток по

линии не должен быть больше длительно допустимого тока по нагреву).

С учётом указанных требований были разработаны варианты

присоединения подстанции №10 к энергосистеме.

Вариант I (рис.2.1) предполагает подключение проектируемой

подстанции №10 по наиболее короткому пути от узла №7 (строительство двух

линий 110кВ общей длиной 20км).

Вариант II (рис.2.2) предполагает присоединение подстанции №10 в

кольцо от узлов №7 и №8 (строительство двух линий 110кВ общей длиной 45км).

Вариант III (рис.2.3) предполагает подключение проектируемой

подстанции №10 от узла №8 (строительство двух линий 110кВ общей длиной

50км).

Вариант IV (рис.2.4) предполагает подключение проектируемой

подстанции №10 в кольцо от узлов №5 и №7 (строительство двух линий 110кВ

общей длинной 60км)

32/0.87 10

40/0.85

7

20/0.85

9 8 5

60/0.85

16.9/0.9

существующая сеть

проектируемая сеть

Рис.2.1 Развитие сети по варианту I

32/0.87 10

40/0.85

7

20/0.85

9 8 5

16.9/0.9

60/0,85

существующая сеть

проектируемая сеть

Рис.2.2 Развитие сети по варианту II

32/0.87 10

40/0.85

7

20/0.85

9 8 5

60/0.85

16.9/0.9

существующая сеть

проектируемая сеть

Рис.2.3 Развитие сети по варианту III

32/0.87 10

40/0.85

7

20/0.85

9 8 5

16.9/0.9

60/0.85

существующая сеть

проектируемая сеть

Рис. 2.4 Развитие сети по варианту IV

2. Выбор сечений линий электропередач.

Выбор сечений линий электропередачи выполняется с использованием

экономических токовых интервалов. При этом в зависимости от принципов

применяемых при унификации опор зоны экономических сечений могут

сдвигаться, поэтому для однозначности проектных решений при выборе сечений

оговариваются используемые опоры и таблицы экономических интервалов

сечений.

Проектируемая подстанция и сооружаемые линии электропередачи

находятся в климатической зоне Урала, относящийся к I району по гололёду.

Для строительства линий электропередач используются стальные опоры.

Значения экономических токовых интервалов были взяты из таблицы 1.12 [2].

Для выбора сечений линий электропередач предварительно подсчитаны токи

нагрузки узлов в максимальном режиме.

Токи нагрузки узлов рассчитываются по формуле:

[pic] (2.1)

где Р – мощность подстанции в максимальном режиме

U- номинальное напряжение сети.

Результаты расчётов токов узлов приведены в таблице 2.1

Таблица 2.1

Результаты расчёта токов узлов.

|№ узла |Мощность, МВт|[pic] |Класс |Ток нагрузки,|

| | | |напряжения, |А |

| | | |кВ | |

|2 |110 |0,9 |220 |321 |

|3 |125 |0,9 |220 |364 |

|4 |80 |0,9 |220 |233 |

|6 |130 |0,9 |220 |379 |

|7 |40 |0,85 |110 |247 |

|8 |60 |0,85 |110 |370 |

|9 |20 |0,85 |110 |123 |

|10 |32 |0.87 |110 |193 |

|5 |16.9 |0,9 |220 |44 |

Расчёт токораспределения в сети для выбора сечений производится по

эквивалентным длинам.

Потокораспределение в системообразующей сети остаётся постоянным для

всех вариантах присоединения проектируемой подстанции 10 и не зависит от

варианта её присоединения. Поэтому по системообразующей сети

потокораспределение рассчитывается один раз и в дальнейшем анализе

учитываться не будет.

Токораспределение системообразующей сети приведено в

таблице 2.2.

Токораспределение распределительной сети приведено в таблице 2.3…2.5

соответственно для вариантов I-IV. Линии 5-8, 5-7, 8-9 –существующие,

сечение линий АС-240.

Таблица 2.2

Токораспределение системообразующей сети.

|№ линии |Длина, км |Число линий |Приведённая |Ток в линиях,|

| | | |длина, км |А |

|1-3 |54 |1 |54 |89 |

|1-2 |50 |2 |25 |129 |

|3-5 |59 |1 |59 |393 |

|2-1000 |70 |1 |70 |575 |

|4-1000 |58 |2 |29 |97 |

|5-1000 |58 |2 |29 |373 |

|6-1000 |62 |2 |31 |242 |

Таблица 2.3

Токораспределение распределительной сети (Вариант I).

|№ линии |Длина, км |Число линий |Приведённая |Ток в линиях,|

| | | |длина, км |общий, А |

|5-8 |40 |2 |20 |512 |

|5-7 |46 |2 |23 |262 |

|8-9 |20 |1 |20 |143 |

|7-10 |40 |2 |20 |206 |

Таблица 2.4

Токораспределение распределительной сети (Вариант II).

|№ линии |Длина, км |Число линий |Приведённая |Ток в линиях,|

| | | |длина, км |А |

|5-8 |40 |2 |20 |592 |

|5-7 |46 |2 |23 |384 |

|8-9 |20 |1 |20 |268 |

|7-10 |20 |1 |20 |254 |

|8-10 |25 |1 |25 |162 |

Таблица 2.5

Токораспределение распределительной сети (Вариант III).

|№ линии |Длина, км |Число линий |Приведённая |Ток в линиях,|

| | | |длина, км |А |

|5-8 |40 |2 |20 |720 |

|5-7 |46 |2 |23 |258 |

|8-9 |20 |1 |20 |170 |

|8-10 |50 |2 |25 |206 |

Таблица 2.6

Токораспределение распределительной сети (Вариант IV)

|№ линии |Длина, км |Число линий |Приведённая |Ток в линиях,|

| | | |длина, км |А |

|5-8 |40 |2 |20 |512 |

|5-7 |46 |2 |23 |318 |

|8-9 |20 |1 |20 |134 |

|5-10 |40 |1 |40 |143 |

|7-10 |20 |1 |20 |132 |

Таблица 2.7

Выбор сечений линий электропередач.

|№ варианта |№ линии |Ток на одну |Число |Марка и |

| | |цепь, А |проектируемых |сечение |

| | | |линий |провода |

|I |7-10 |103 |2 |АС-120 |

|II |8-10 |81 |1 |АС-120 |

| |7-10 |127 |1 |АС-120 |

|III |8-10 |103 |2 |АС-120 |

|IV |7-10 |66 |1 |АС-120 |

| |5-10 |143 |1 |АС-120 |

Проверка выбранных сечений выполняется из условий наиболее тяжёлых

аварийных режимов, в качестве которых использованы:

- Обрыв одной из параллельных цепей в радиальной сети;

- Обрыв наиболее нагруженной линии в кольце.

Результаты проверки выбранных сечений для распределительной сети

приведены в таблицах 2.8…2.11 соответственно для вариантов I-IV.

Таблица 2.8

Проверка сечений линий распределительной сети (Вариант I).

|№ |Сечение |Число |Вид аварии |Ток на 1 цепь, А |Результат|

|линии | |цепей | | |проверки |

| | | | |Iавар. |Iдоп. | |

|5-7 |АС-240 |2 |обрыв 5-7 |431 |610 |удовл. |

Страницы: 1, 2, 3, 4