Электрическая сеть промышленного района

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ

БЕЛОРУССКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Энергетический  факультет

Кафедра «Электрические системы»

 

 

 

 

КУРСОВОЙ  ПРОЕКТ

 

по дисциплине    «Передача и распределение электроэнергии»

Тема:     «Электрическая сеть промышленного района»

 

 

Исполнитель:    студент ЭФ, 4 курс, группа 106610

Ковальчук Виолетта Дмитриевна

 

 

Руководитель работы:  к.т.н., доцент

Фадеева Галина Анатольевна

 

 

 

 

 

 

 

 

Минск 2013

 
РЕФЕРАТ

 

 

Работа: 56 с., 29 рис., 5 источников.

СЕТЬ, РЕЖИМ, СХЕМА, ЛИНИИ, ТРАНСФОРМАТОРЫ, МОЩНОСТЬ, ПОТЕРИ, НАПРЯЖЕНИЯ

 

Объектом  исследования является электрическая сеть промышленного района.

Цель работы существующую сеть напряжением 330 кВ дополнить сетью напряжением 110 кВ для электроснабжения потребителей 1 и 2 категории.

Представлены расчеты и оценка параметров различных режимов, технико-экономический расчет, схемы электрических соединений.

 

 

 

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

стр.

РЕФЕРАТ 2

ВВЕДЕНИЕ 6

1 РАСЧЕТ И ОЦЕНКА ПАРАМЕТРОВ РЕЖИМОВ НАИБОЛЬШИХ И НАИМЕНЬШИХ НАГРУЗОК НА 0 (ИСХОДНЫЙ) ГОД ДЛЯ СУЩЕСТВУЮЩЕЙ СЕТИ НАПРЯЖЕНИЕМ 330 КВ 7

2 ПРОГНОЗИРОВАНИЕ НАГРУЗОК ПОДСТАНЦИЙ НА 3-7 РАСЧЁТНЫЕ ГОДЫ 11

3 РАСЧЕТ И ОЦЕНКА ПАРАМЕТРОВ СЕТИ НА ПЕРВЫЙ ГОД 12

4 РАСЧЕТ И ОЦЕНКА ПАРАМЕТРОВ СЕТИ НА ВТОРОЙ ГОД 16

5 РАСЧЕТ И ОЦЕНКА ПАРАМЕТРОВ СЕТИ НА ТРЕТИЙ ГОД 19

6 РАСЧЕТ И ОЦЕНКА ПАРАМЕТРОВ СЕТИ НА ЧЕТВЕРТЫЙ ГОД 22

7 РАСЧЕТ И ОЦЕНКА ПАРАМЕТРОВ СЕТИ НА ПЯТЫЙ ГОД 25

8 РАСЧЕТ И ОЦЕНКА ПАРАМЕТРОВ СЕТИ НА ШЕСТОЙ ГОД 28

9 РАСЧЕТ И ОЦЕНКА ПАРАМЕТРОВ СЕТИ НА СЕДЬМОЙ ГОД 30

10 ОЦЕНКА ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ СЕТИ ПО ГОДАМ С УЧЕТОМ ВВОДА НОВЫХ ОБЪЕКТОВ 33

10.0 Технико-экономические показатели на 0 год 34

10.1 Технико-экономические показатели на 1 год 35

10.2 Технико-экономические показатели на 2 год 38

10.3 Технико-экономические показатели на 3 год 40

10.4 Технико-экономические показатели на 4 год 42

10.5 Технико-экономические показатели на 5 год 43

10.6 Технико-экономические показатели на 6 год 45

10.7 Технико-экономические показатели на 7 год 46

_{10.8 Расчет чисто дисконтированного дохода} 47

11 ОПТИМИЗАЦИЯ РЕЖИМОВ НАИБОЛЬШИХ И НАИМЕНЬШИХ НАГРУЗОК НА 7 ГОД ПО НАПРЯЖЕНИЮ И РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ 49

11.1 Оптимизация режимов по напряжению 49

11.2 Оптимизация режимов по реактивной мощности 51

ЗАКЛЮЧЕНИЕ 53

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 54

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

 

 

Проектируемая электрическая сеть должна соответствовать  условиям надежности и экономичности, обеспечивать качество энергии у  потребителя, безопасность, удобство эксплуатации, вожможность развития. Этим условиям отвечают требования, предъявляемые  к схемам, конфигурациям основным параметрам, оборудования системной  автоматики и режимам работы.

Проектирование  должно проводиться с учетом динамики развития нагрузок и сетей.

В последнее время происходит рост единичных мощностей генераторов  и суммарных мощностей электростанций, увеличиваются напряжения и протяженность  линий электропередач, усложняется  энергетическое оборудование, все это  выдвегает новые требования к  экономичности и надежности работы элементов энегросистемы. Подобные задачи, в основном решаются на стадии проэктирования электроэнергетических  объектов.

 

1 РАСЧЕТ И ОЦЕНКА ПАРАМЕТРОВ РЕЖИМОВ НАИБОЛЬШИХ И НАИМЕНЬШИХ НАГРУЗОК НА 0 (ИСХОДНЫЙ) ГОД ДЛЯ СУЩЕСТВУЮЩЕЙ СЕТИ НАПРЯЖЕНИЕМ 330 КВ

 

 

На исходный год существует замкнутая сеть с номинальным напряжением 330 кВ. Заданы параметры линий этой сети. На подстанциях 4 и 2 имеется по одному автотрансформатору марки АТДЦТН-200000/330/115/10,5. Параметры трансформаторов представлены в таблице 1.1:

Таблица 1.1 – Параметры трансформатора АТДЦТН- 200000/330/115/10,5.

Тип	Sном, МВА	Пределы регулирования	Каталожные данные
			Uном обмоток, кВ			Uк,%			∆Рк, кВт
			ВН	СН	НН	ВВ-С	ВВ-Н	СС-Н	ВВ-С	ВВ-Н	СС-Н
АТДЦН-200000/110	200	±6х2%	330	115	10,5	1  10	534	122,5	0600	– –	– –

 

	Расчётные данные
∆Рх, кВт	Rт, Ом			Хт, Ом			∆Qх,квар
	ВВН	ССН	НН	ВН	СН	НН
180	00,9	00,9	32,26	64,5	0	140	1000

 

Регулирование напряжения осуществляется на стороне СН за счет РПН ±6х2%.

 

 

Активное сопротивление  линий для сети:

 

  \* MERGEFORMAT (1.1)

где r₀– удельное активное сопротивление на 100 км, Ом при +20˚С;

L– длина линии, км;

Индуктивное сопротивление  линий для сети:

  \* MERGEFORMAT (1.2)

где  x₀– удельное индуктивное сопротивление на 100 км, Ом;

Реактивная проводимость линий для сети:

  \* MERGEFORMAT (1.3)

где  b₀– удельная реактивная проводимость линии на 100 км, 10^-4 См;

Так как с  одним балансирующим узлом 1 не обеспечивается достаточное качество напряжения, было принято решение о введении дополнительно второго балансирующего узла в точке 2 с напряжением 341 кВ. Напряжение в узле 1, при наибольших нагрузках в нормальном, режиме будет составлять 354 кВ.

Наименьшие нагрузки принимаем 55 % от наибольших.

Результаты расчета режима наибольших нагрузок, произведенные с помощью программы RastrWin3, приведены на рисунке:

Рисунок 1.1 – Режим наибольших нагрузок

 

Для оптимизации режима наименьших нагрузок , производим снижение напряжения балансирующего узла 1 до330 кВ и снижение напряжения 2 балансирующего узла до 336 кВ. Результаты расчета представлены на рисунке 1.2:

Рисунок 1.2 – Режим наименьших нагрузок

 

В послеаварийном режиме при отключении наиболее загруженной линии 1-4, результаты расчета будут выглядеть следующим образом:

Рисунок 1.3 – Послеаварийный режим

 

В приложении А представлена схема сети на исходный год.

 

2 ПРОГНОЗИРОВАНИЕ НАГРУЗОК ПОДСТАНЦИЙ НА 3-7 РАСЧЁТНЫЕ ГОДЫ

 

 

Определение перспективной  потребности в электроэнергии производится с целью составления балансов электроэнергии по энергосистеме и выявления необходимости ввода новых энергоисточников. Определение электрических нагрузок необходимо для решения большинства вопросов, возникающих при проектировании развития энергосистемы, в том числе выбора значения и структуры генерирующих мощностей, напряжения и схемы электрической сети, основного оборудования, расчетов режимов работы сетей.

Имеются данные о нагрузках  подстанций на 0-2 год, необходимо произвести прогнозирование нагрузок подстанций на 3-7 расчетные года. Прогнозирование  нагрузок подстанций выполнялось с  помощью программы Excel.Результаты прогнозирования нагрузок представлены в таблице 2.1

Таблица 2.1 – Наибольшие нагрузки узлов

Узел	Наибольшие нагрузки узлов на конец расчетного года S,МВ∙А, cos φ=0,9
	0	1	2	3	4	5	6	7
2	205	209	213	217	221	225	229	233
3	29	30	32	33,33	34,83	36,33	37,83	39,33
4	102	107	115	121	127,5	134	140,5	147
5		10	12	15	17,33	19,83	22,33	24,83
6	30	30	30	35	35	38	38	40
7	24	25	28	29,67	31,67	33,67	35,67	37,67
8	20	22	24	26	28	30	32	34
9			25	28	30	32,67	35,17	37,67
10				40	50	50	50	50

 

 

3 РАСЧЕТ И ОЦЕНКА ПАРАМЕТРОВ СЕТИ НА ПЕРВЫЙ ГОД

 

 

В первом году по плану нужно  построить линию 3-5 напряжением 110 кВ и понижающую подстанцию 5.

Трансформаторы на подстанцию выбираются по нагрузке на последний год при режиме наибольших нагрузок. В результате прогнозирования нагрузка в узле 5 на последний год составила 24,83 МВ∙А.

Для обеспечения надежности снабжения электроэнергией потребителей 1 и 2 категории устанавливаем 2 трансформатора, мощность которых рассчитываем по формуле:

  \* MERGEFORMAT (3.1)

Ближайшим по мощности трансформатор будет – ТРДН – 25000/110. Параметры трансформаторов представлены в таблице 3.1

Таблица 3.1 – Параметры трансформатора типа ТРДН – 25000/110

Sном, МВА	Пределы регулирования	Каталожные данные
		Uном обмоток, кВ		Uк, %	∆Рхх, кВт	Rт, Ом	Хт, Ом	∆Qх, квар
		ВН	НН
25	±9х1,78%	115	10,5/10,5	10,5	29	2,54	55,9	200

 

Понижающие подстанции предназначены  для распределения электроэнергии по сети НН и создания пунктов соединения сети ВН (коммутационных пунктов). Оптимальная мощность и радиус действия ПС определяются плотностью нагрузок, в районе ее размещения и схемой сети НН.

Главная схема электрических  соединений ПС выбирается с использованием типовых схем РУ 35-750 кВ.

Для подстанции 5 была выбрана  типовая унифицированная схема  электрических соединений типа мостик с выключателями в цепи линий  и ремонтной перемычкой со стороны линии.

Выбор сечения проводов линии  определяем по экономической плотности тока:

 \* MERGEFORMAT (3.2)

 

где

 \* MERGEFORMAT (3.3)

 

j_ЭК – экономическая плотность тока.

Для сталеалюминевых проводов для индустриального района с  годовой нагрузкой 5000 часов принимаем равной 1,1.

I_НБ =298 А – для линии 3-5 для режима наибольших нагрузок на 7 год;

По результатам расчета  выбираю двухцепную линию сечением 150 мм ². Марка провода АС-2×150/24.

Данное сечение проверено  по условию нагрева в нормальном и послеаварийном режимах  и удовлетворяет условию:

  \* MERGEFORMAT (3.4)

где   I_доп – (длительный допустимый ток).

В результате произведенных  дополнений к существующей сети на конец 1 года будет следующая картина распределения потоков мощности в режимах наибольших и наименьших нагрузок, и послеаварийном режиме:

Рисунок 3.1 – Режим наибольших нагрузок

 

Рисунок 3.2 – Режим наименьших нагрузок

 

В первом году при наименьших нагрузках номинальное  напряжение у потребителей поддерживается за счет снижения напряжения в базисном узле 1 до330 кВ и снижения напряжения в базисном узле 2 до 337 кВ. Принимая эти изменения можно увидеть, что у потребителей напряжение находится в допустимых пределах.

Рисунок 3.3 – Послеаварийный режим при отключении линии 1-4

 

 

 

4 РАСЧЕТ И ОЦЕНКА ПАРАМЕТРОВ СЕТИ НА ВТОРОЙ ГОД

 

 

Во втором году по плану нужно построить линию 8-9 напряжением 110 кВ и понижающую подстанцию 9.

Трансформаторы на подстанцию выбираем по нагрузке на последний  год при режиме наибольших нагрузок, как и для первого года. В  результате прогнозирования нагрузка в узле 9 на последний год составила 37,66 МВ∙А.

Мощность трансформаторов  рассчитываем, так же как и для первого года:

  \* MERGEFORMAT (4.1)

_{Выбираем 2 трансформатора типа ТРДН-40000/110.}

Параметры трансформаторов представлены в таблице 4.1

Таблица 4.1 – Параметры трансформатора типа ТРДН-40000/110.

Sном, МВА	Пределы регулирования	Каталожные данные
		Uном обмоток, кВ		Uк, %	∆Рхх, кВт	Rт, Ом	Хт, Ом	∆Qх, квар
		ВН	НН
40	±9х1,78%	115	10,5/10,5	10,5	36	1,4	34,7	260

 

Для подстанции 9 была выбрана  также типовая унифицированная  схема электрических соединений типа мостик.

Выбор сечения проводов для  линии 8-9 определяем, как и в первом году, по экономической плотности  тока:

  \* MERGEFORMAT (4.2)

где I_НБ =294 А – для линии 8-9 для режима наибольших нагрузок на 7 год.

По результатам расчета  выбираю двухцепную линию сечением 150 мм ². Марка провода АС-2×150/24.

Данное сечение проверено  по условию нагрева в нормальном и послеаварийном режимах  и удовлетворяет условию:

  \* MERGEFORMAT (4.3)

В результате произведенных  изменений в конфигурации сети, на конец 2 года распределение потоков мощности в режимах наибольших и наименьших нагрузок, и послеаварийном режиме:

Рисунок 4.1 – Режим наибольших нагрузок