←предыдущая следующая→
1 2 3 4 5 6 7 8
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 cosφ=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 cosφ=0,9
cosφ=0,9
4 ТДЦН – Р50000/220
2 1000 4ТВВ-200
Uбаз P=32МВт
cos=0,87
1 10 6 Р=130МВт
cosφ=0,9
7
9 8 5
P=16,9МВт
3 cosφ=0.9
Р=125МВт
cosφ=0,9
Рис.1.1 Карта-схема района электроснабжения.
График нагрузки характерного зимнего дня
График нагрузки характерного летнего дня
Рис.1.2 График нагрузки трансформаторов.
Таблица 1.1
График нагрузки характерного летнего и зимнего дня.
Часы суток 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
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 суток 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
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.
2.1. 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
←предыдущая следующая→
1 2 3 4 5 6 7 8