Разработка районной электрической сети

Целью данного курсового проекта является проектирование электрической сети, напряжением 35−110 кВ, предназначенной для электроснабжения промышленного района содержащего 6 предприятий или населенных пунктов.

Электроснабжение этих пунктов осуществляется от крупной узловой подстанции А. Данная сеть находится во 2-м районе по гололеду и ветру, воздушные линии электропередачи выполнены на железобетонных опорах.

Выбор номинального напряжения сети.

электропередача сеть напряжение район Номинальное напряжение определяется передаваемой активной мощностью и длиной линии электропередач. Поэтому для заданной конфигурации на рисунке 1.1 необходимо определить распределение активных мощностей в схеме. Для замкнутых фрагментов схем сети предполагается, что все ее участки выполнены проводами одного сечения, поэтому потокораспределение находится по длинам линий.

Для определения потоков активных мощностей, протекающих по ЛЭП, линии, образующие кольцо преобразуем в цепь с двухсторонним питанием, как показано на рисунке 1.2. Затем рассчитываем потоки активных мощностей в линиях без учета потерь по правилу моментов. В двухцепных линиях уменьшаем длину в два раза.

Рисунок 1.1 — Конфигурация сетевого района.

21 км;

28 км;

20 км;

23 км;

18 км;

19 км;

20 км;

Номинальное напряжение определяется передаваемой активной мощностью и длиной линии электропередач.

Для определения потоков активных мощностей, протекающих по ЛЭП, линии, образующие кольцо преобразуем в цепь с двухсторонним питанием. Затем рассчитываем потоки активных мощностей в линиях без учета потерь по правилу моментов.

Рисунок 1.2 — Цепь 2−5-3−1-А с двухсторонним питанием, распределение активной мощности Проверка:

Расчет потоков мощности на остальных участках цепи:

Для определения напряжения в одноцепных линиях используют формулу:

; (1.1).

Для двухцепных линий:

;; (1.2).

В итоге получим, что линию А-6−4 нужно выполнить на напряжение 35 кВ, а линии А-2−5-3−1-2 на напряжение 110 кВ.

2. Выбор компенсирующих устройств.

Обмен энергии в магнитных и электрических полях различных устройств переменного тока обуславливают потребление этими устройствами индуктивной или емкостной реактивной мощности. Потребление емкостной реактивной мощности эквивалентно генерации индуктивной. Основными потребителями реактивной мощности являются асинхронные двигатели, индукционные электрические печи, сварочные аппараты.

По аналогии с активной энергией для реактивной также различают полезное потребление и потери. Для питающих сетей энергосистем в качестве полезной принимается реактивная мощность, выдаваемая с шин вторичного напряжения понизительных подстанций. Основные потери реактивной мощности имеют место в повышающих и понижающих трансформаторах и в линиях электропередачи.

Генерация реактивной мощности осуществляется в таких установках, как синхронные компенсаторы, батареи конденсаторов, СТК, которые называются компенсирующими устройствами, а выработку реактивной мощности этими устройствами — компенсацией реактивной мощности.

Компенсация реактивной мощности существенно влияет на значение мощностей нагрузок подстанций, а значит и на выбор номинальной мощности трансформаторов, сечений проводов линий электропередачи, на потери напряжения и мощности в сети.

Установка компенсирующего устройства (КУ) условно принимается на шинах низшего напряжения подстанции. Наиболее широкое распространение получили комплектные конденсаторные установки. Необходимая мощность батарей конденсаторов, устанавливаемых на каждой подстанции, набирается параллельным включением конденсаторных установок.

Расчёт реактивная мощность потребителей:

(2.1).

Расчёт предельной реактивной мощности:

(2.2).

Расчёт мощности компенсирующих устройств:

(2.3).

Для расчета выбираем из стандартного ряда компенсирующие устройства, которые необходимо установить на подстанции для компенсации. Причем, если на подстанции установлено два трансформатора, то устанавливаются две одинаковые группы компенсирующих устройств, вырабатывающие мощность/2. (один трансформатор должен вырабатывать мощность соизмеримую с) Расчёт мощности компенсирующих устройств на одну секцию:

(2.4).

— количество трансформаторов на подстанции Расчётная нагрузка в пункте потребления:

(2.5).

Рассчитываем потоки реактивных мощностей, протекающих по линиям сети, изображенной на рисунке 1.1 и рисунке 1.2, пользуясь правилом моментов для кольцевых схем и законом Кирхгофа для узлов сети:

Рисунок 2.1 — Цепь 2−5-3−1-А с двухсторонним питанием, распределение реактивной мощности Проверка:

3. Выбор сечения проводов. Проверка по нагреву и потере напряжения.

3.1 Выбор сечений и марок проводов ЛЭП.

Правила устройства электроустановок (ПУЭ) рекомендуют производить выбор сечений проводов воздушных линий (ВЛ) электропередачи по экономической плотности тока, значения которой приводятся в зависимости от типа проводника и времени использования наибольшей нагрузки Т_нб.

Зная потоки активных и реактивных мощностей, запишем потоки полных мощностей, протекающих в линиях:

МВА; (3.1).

МВА;

МВА;

МВА;

МВА;

МВА;

МВА;

МВА.

Определим токи на участках сети в режиме ее максимальных нагрузок:

А; (3.2).

Значение экономической плотности тока при Т_нб = 5100 ч для сталеалюминевых проводов будет равно 1.

Экономические сечения проводов для всех участков сети определятся как:

мм (3.3).

Так как значение экономической плотности тока равно 1, то экономические сечения проводов будут численно равны значениям токов в режиме максимальных нагрузок соответствующих участков сети.

Выберем марки проводов для участков сети по экономическому сечению и занесем имеющиеся данные по выбору сечения проводов ЛЭП в таблицу 3.1. Выбранная марка провода должна иметь сечение не меньше, чем 70 мм².

Таблица 3.1 — Выбор марки проводов и проверка их по нагреву.

3.2 Проверка выбранных проводов по нагреву.

Выбранные сечения проводов ЛЭП необходимо проверить по нагреву длительно протекающими токами и по потере напряжения. Проверка по нагреву должна выполняться для наиболее тяжелых послеаварийных режимов работы сети. Для двухцепных линий или для двух параллельных одноцепных линий электропередачи это будут отключения одной цепи или линии, для замкнутых схем необходимо определить токи в линиях при поочередном отключении головных участков. Совпадение аварийных отключений двух и более линий считается маловероятным. Токи, рассчитанные для послеаварийных режимов, необходимо сравнить с допустимыми по нагреву токами (I_доп) для выбранных проводов. Если ток послеаварийного режима окажется больше допустимого для данной марки провода, то следует выбрать провода с большим сечением.

Рассмотрим следующие послеаварийные режимы работы сети:

1. Отключение линии 2−1. Режим соответствует отключению одному из головных участков в замкнутой цепи, показанной на рисунке 3.1.

Рисунок 3.1 — Отключение линии 2−1.

Найдем послеаварийные токи, , для данного режима, используя формулу (3.2) и проведем проверку по нагреву:

2. Отключение линии 2−5. Режим соответствует отключению одному из головных участков в замкнутой цепи, показанной на рисунке 3.2.

Рисунок 3.2 — Отключение линии 2−5.

Найдем послеаварийные токи, , для данного режима, используя формулу (3.2) и проведем проверку по нагреву:

Все провода выдерживают токи послеаварийных режимов.

3.3 Проверка по допустимой потере напряжения.

Проверка по потере напряжения проводится для того, чтобы напряжение у самого удаленного приемника электрической энергии соответствовало требованиям ГОСТ 13 109–97.

Проверка по потере напряжения выполняется как для нормального, так и для послеаварийного режимов работы сети. Суммарные потери напряжения до электрически наиболее удаленного пункта в сети одного номинального напряжения в нормальном режиме работы не должны превышать 15%, а при наиболее тяжелых аварийных отключениях линий — 20%.

Если потери напряжения будут больше указанных допустимых значений, то рекомендуется выбрать провода с большим сечением или перейти к более высоким значениям номинального напряжения линий.

Потери напряжения в процентах от номинального на участках сети определяются по формуле:

(3.4).

где — погонные параметры линии электропередачи, принимаемые в зависимости от марки провода, Ом/км.

Для выполнения данной проверки заполним таблицу 3.2.

Таблица 3.2 — Расчет потерь напряжения в нормальном режиме.

Нормальный режим:.

Для нормального режима работы в сети наиболее удаленным пунктами будут подстанция 3 (точка потокораздела в кольце схемы) и подстанция 4, следовательно должны выполняться следующие условия:

(3.5).

(3.6).

(3.7).

Найдем потери напряжения на всех участках сети, используя формулу (3.4):

Послеаварийные режимы:.

Для послеаварийного режима, наиболее удаленным пунктом в сети 110 кВ будет являться подстанция 3. Должно выполняться следующее условие:

при отключении линии А-2 (3.8).

при отключении линии 2−1 (3.9).

при отключении линии 2−5 (3.10).

при отключении линии А-6 (3.11).

при откл 2−5;

при откл 2−1;

при откл 2−5;

при откл 2−1;

Проведём проверку по допустимой потере напряжения по условиям (3.5) — (3.11):

при отключении линии А-2.

при отключении линии 2−1.

при отключении линии 2−5.

при отключении линии А-6.

Проверка по допустимой потере напряжения показала, что выбранные провода обеспечивают достаточные уровни напряжения в узлах как в нормальном, так и в послеаварийных режимах.

4. Выбор числа и мощности трансформаторов. Схемы электрических соединений подстанций.

Число трансформаторов, устанавливаемых на подстанциях всех категорий, принимается, как правило, не более двух. Установка более двух трансформаторов может быть допущена на основе технико-экономических расчетов, а также в тех случаях, когда на подстанции требуются два средних напряжения. Количество трансформаторов на подстанциях 1?6 в выполняемом проекте указанно в задании.

На рисунке 4.1 приведена типовая структурная схема сетевого района.

Рисунок 4.1 — Типовая структурная схема сетевого района Выбор мощности трансформаторов определяется из условий их параллельной работы.

При определении номинальной мощности трансформаторов необходимо учитывать допустимые систематические и аварийные перегрузки трансформаторов, в целях снижения суммарной установленной мощности. При расчетах необходимо исходить из следующих положений:

(4.1).

где: — коэффициент допустимой аварийной перегрузки трансформатора=1,4).

— мощность потребителей.

Режим послеаварийной работы:.

При этом следует стремиться максимально загрузить трансформаторы сети (до 100%).

ст 1:.

Нагоужен на.

п/ст 2:.

Нагоужен на.

п/ст 3:.

Нагоужен на.

п/ст 4:.

Нагоужен на.

п/ст 5:.

Нагоужен на.

п/ст 6:.

Нагоужен на.

Выбранные типы и справочные данные трансформаторов представлены в таблице 4.1.

Таблица 4.1 — Типы и характеристики трансформаторов.

Выбранные трансформаторы обеспечивают нормальное электроснабжение.

Библиографический список.

1. Черепанова Г. А. Выбор основных элементов электрической сети и анализ режимов ее работы [Текст]: учебное пособие/ А. Г. Черепанова, Вычегжанин А. В. — Киров: Изд. ВятГУ, 2012. — 102 с.

2. Правила устройства электроустановок [Текст]/ под ред. А. М. Меламед — 7-е изд., перераб. и доп. — М.: НЦ ЭНАС, 2011. — 552 с.