Курсовой проект по электрическим сетям. курсачР. Курсовой проект по учебной дисциплине электроэнергетические системы и сети
 Скачать 0.51 Mb.
|
|
Выбор номинального напряжения электрической сети. Прежде чем приступить к расчёту реактивных мощностей, необходимо оценить значение номинального напряжения линий электропередачи. Обоснование номинального напряжения электропередачи является сложной задачей. В общем случае выбор номинального напряжения районной сетипроизводится одновременно с выбором графа сети и схемы электрических соеденений на основе технико-экономических расчётов. Напряжение определяет параметры ЛЭП и электрооборудования подстанций и сетей, а, следовательно, размеры капиталовложений, расход цветного металла, потериэлектроэнергии и эксплуатационные расходы.в основном номинальное напряжение определяется передаваемой мощность. И длиной линии. Для предварительной оценки возможного номинального напряжения (кВ) электропередачи используем эмпирическую формулу Г.А. Илларионова [4]:  где Рi – передаваемая активная мощность по одной цепи ЛЭП, МВт; Li – длина ЛЭП, км. Выбор номинального напряжения проектируемой сети: Для линии А-2:  Для остальных линий вычислим напряжения аналогично и результаты запишем в Таблицу 1.4. Таблица 1.4 - Рациональное и номинальное напряжение ЛЭП
Полученные значения рационального напряжения сопоставим с номинальными напряжениями, применяемыми на заданной территории [5], и данными табл. 6.5 [4]. В результате, проектируемую районую сеть выполним на одно номинальное напряжение 220 кВ. 1.4. Баланс реактивной мощности в сетевом районе. Реактивная мощность в каждом пункте вычисляются по формуле:  где Q – реактивная мощность в соответствующем пункте, МВАр; S – полная мощность в соответствующем пункте, МВА; Для ПС 1 запишем:  Остальные реактивные мощности для ПС рассчитаем аналогично, и результаты запишем в Таблицу 1.5. Таблица 1.5 - Реактивная мощность подстанций
Потребляемая реактивная мощность:  Реактивные мощности источников питания:   Так как часть реактивной мощности экономически целесообразно вырабатывать децентрализованно, то условие баланса реактивной мощности может быть записано в следующем виде:  где QГ – реактивная мощность, которая может быть получена от генераторов электростанций; QКУ – реактивная мощность компенсирующих устройств; QC – реактивная мощность, генерируемая ёмкостью линий электропередачи; QМ – реактивная мощность, одновременно потребляемая приёмниками электроэнергии, присоединёнными к подстанциям сетевого района;  QC – потери реактивной мощности в элементах электрической сети.Реактивная мощность, получаемая от генераторов электростанций, может быть найдена по формуле:  где PМ – активная мощность, одновременно потребляемая в сетевом районе;  РС – потери активной мощности в сети, которые можно принять равным 4..6% полной передаваемой мощности сети; - угол сдвига между векторами тока и напряжения генераторов станций.Активная мощность одновременно потребляемая в сетевом районе:  Потери активной мощности в сети рассчитываются следующим образом:   Средний коэффициент мощности генераторов  .Следовательно,  Pеактивная мощность, которая может быть получена от генераторов электростанций, равна  Потери реактивной мощности в основной электрической сети ориентировочно можно рассчитать:  где  – число степеней трансформации в сетевом районе (рекомендуется принять равным 1); – полная мощность потребителей сетевого района, рассчитываемая по формуле   Тогда,  .Реактивная мощность, генерируемая линиями, условно принимается равной 30 кВАр/км при напряжении 110 кВ и 120 кВАр/км при напряжении 220 кВ. Следовательно,   Из приведенного баланса реактивных мощностей находится мощность компенсирующих устройств:    Т. к.  , то на подстанциях устанавливаются компенсирующие устройстваКомпенсирующие устройства распределяются по равенству средних значений коэффициентов мощности на подстанциях:    .  .Мощность компенсирующих устройств на каждой подстанции:  ,где Рмi– максимальное значение активной мощности потребителей i-ой подстанции;i – угол между векторами напряжениями и тока i-й подстанции, рассчитываемые по значению коэффициента мощности i-го узла при максимальных нагрузках. Вычислим тангенс угла между векторами напряжениями и тока ПС 1, используя значения коэффициента мощности 1-го узла при максимальных нагрузках, а также мощность компенсирующих устройств на ПС1:   Для остальных подстанций рассчитаем аналогично и запишем в таблицу
Т.к. на ПС 1 и ПС 4 мощность компенсирующих устройств получилась отрицательная, то на ПС 1 и ПС 4 не требуется установка компенсирующих устройств. Установка компенсирующих устройств условно принимается на шинах низшего напряжения районных понизительных подстанций. Выбор типа компенсирующих устройств выполним после выбора числа и типа силовых трансформаторов районной ПС. 1.5. Выбор схемы распределительногого устройства высшего напряжения подстанции электрической сети. При разработке схемы электроснабжения сетевого района учитываются местоположение источников питания и районных понизительных подстанций, применяемые на данной территории номинальные напряжения, наиболее целесообразный граф (конфигурация) сети, число ступеней трансформации и схема электрических соединений подстанций, выбираемая на основе рекомендаций. К схемам РУ электрических соединений любой электроустановки предъявляются следующие основные требования: Простота и надежность; Надежное электроснабжение потребителей в нормальном, ремонтном и утяжеленном (послеаварийном) режимах; Надежность транзита мощности через подстанцию в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах (за исключением тупиковых подстанций); Экономичность; Возможность поэтапного расширения распределительного устройства при увеличении числа присоединений к нему. Схема распределительного устройства высшего напряжения подстанции определяется напряжением, типом подстанции, числом трансформаторов и количеством присоединяемых линий электропередачи. Принципиальная электрическая схема электроснабжения сетевого района представлена в графической части проекта. 1.6. Выбор марки и площади сечения провода ЛЭП. Выбор сечений ЛЭП произведем по условию нагрева и потери электроэнергии на корону. Для расчета потери электроэнергии по методу наибольших потерь необходим расчет времени использования максимальной активной мощности на Тм.а. на ЛЭП.  Т. к. узел 1 точка потокораздела, то  .Т. к. узел 2 точка потокораздела, то  .Вычислим время максимальной активной мощности для участка 4-5,5-В и В-3:    Для выбора сечения проводов ЛЭП по нагреву используется значение максимального тока утяжелённого режима. Т. к. в сетевом районе требуется установка компенсирующих устройств (дополнительных источников реактивной мощности), то максимальное значение полного тока утяжеленного режима рассчитывается формулой:  ,где  Рассчитаем токи утяжеленного режима для участка А-2:  Аналогично рассчитаем токи для остальных участков. Результаты расчетов запишем в Таблицу 1.7. По справочнику [3] находим длительный допустимый ток для неизолированных сталеалюминевых проводов, который был бы больше или равен максимальному току утяжеленного режима ЛЭП. Для участка А-2 марка- АС 240/32 (Iдоп.=605 A). По условию потери энергии на корону сечения проводов ЛЭП должны быть не менее минимально допустимых значений. Для ЛЭП напряжением 220 кВ сечение провода должно быть не менее 240 мм2. Для ЛЭП напряжением 110 кВ сечение провода должно быть не менее 70 мм2. Для участка А-2 – АС 240/39. По ПУЭ определяем, что Мариэнерго относится к 3 району по гололеду, где нормативная толщина стенки гололеда с повторяемостью 1 раз в 10 лет составляет 15 мм. В районах с толщиной стенки гололеда до 20 мм при площади сечения до 185 мм2 должно выдерживаться отношение алюминия к стали как 6,0…6,25, а при площади сечения 240 мм2 и более должно выдерживаться отношение алюминия к стали как 7.71…8.04. Затем из двух марок проводов, выбранных по условию нагрева и короны, выбираем большее по сечению алюминия и стали. Полученную марку провода проверяют на соотношение алюминия к стали, зная толщину стенки гололеда в районе. Таким образом, для участка А-2 марка провода – АС300/39. Аналогично вычислим токи утяжеленного режима для других участков и выберем марку провода. Результаты запишем в Таблицу 1.7. Таблица 1.7 - Сведения о проводах ЛЭП проектируемой сети
1.7. Выбор номинальной мощности трансформаторов районных понизительных подстанций. Так как во всех пунктах питания есть электроприемники первой и второй категории, то на районных подстанциях требуется устанавливать не менее двух трансформаторов. Устанавливаемые на районных подстанциях двухобмоточные трансформаторы должны иметь встроенные устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН). Номинальная мощность трансформатора выбирается из условия обеспечения нормального режима его работы с учетом перегрузочной способности. Коэффициенты аварийной перегрузки силовых трансформаторов даны в исходных данных [1]. Формулы, необходимые для расчета мощности и коэффициента загрузки трансформаторов:  где  и  - коэффициенты участия в суммарной нагрузке потребителей первой и второй категории i-ой подстанции; , т.к установка компенсирующих устройств в сети не требуется.  Для пункта 1 мощность и коэффициент загрузки равна:  По справочнику [3] найдем трехфазный двухобмоточный трансформатор на 220 кВ с РПН, у которого номинальная мощность больше или равна  . Для пункта 1 – трансформатор ТРДЦН – 63000/220. Для остальных пунктов аналогично найдем мощность, выберем трансформатор и рассчитаем коэффициент загрузки. Полученные результаты запишем в Таблицу 1.8.1. Таблица 1.8.1 - Сведения о трансформаторах проектированной сети
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
, о.е.
, МВАр
, по условию выбора
, 
, 
, о.е.