Пояснительная записка Характеристика сельскохозяйственного района Определение расчётных нагрузок в сетях 0,38 110 кВ

• Название: Пояснительная записка Характеристика сельскохозяйственного района Определение расчётных нагрузок в сетях 0,38 110 кВ
• Дата: 11.04.2022
• Размер: 0.83 Mb.
• Имя файла: bestreferat-267989.docx
• Тип: Пояснительная записка; #462218
• страница: 3 из 12

1.3 Выбор напряжения и схемы электроснабжения сельскохозяйственного района
Система централизованного электроснабжения включает в себя сети трёх типов: питающие сети, составляющие из линии электропередачи 35 – 110 кВ; распределительные сети напряжением выше 1 кВ, включающие линии напряжением 35 – 6 кВ и распределительные сети ниже 1 кВ состоящие из линии напряжением 0,38 кВ.

Выбор схем электроснабжения включает выбор номинальных напряжений сети, её конфигурацию, выбор и размещение трансформаторных подстанций различных напряжений, схемы их распределения к источникам питания.

Конфигурация схем электрических сетей зависит от ряда факторов, в том числе от числа, размещения электрических нагрузок и категорийности по надёжности электроснабжения потребителей, числа и размещения опорных подстанций энергосистем.

Целесообразно предусматривать, чтобы конфигурация и параметры сетей обеспечивали возможность последующего развития без серьёзных изменений.

Выбранные сети должны быть приспособлены к различным режимам работы при изменении нагрузки, а так же в после аварийных ситуациях.
1.3.1 Выбор вариантов схемы электроснабжения

Намечаются сочетания напряжения питающих и распределительных сетей.

Вариант I – 110/10 кВ с двухцепными радиальными линиями электропередачи;

Вариант II – 35/10 кВ с двухцепными радиальными линиями электропередачи;

Определяется значение допустимого суммарного отклонения напряжения для всех звеньев передачи по заданному режиму уровней напряжения источника питания по принятому режиму регулирования напряжения на трансформаторах.

На шинах 35 и 110 кВ источника питания осуществляется встречное регулирование напряжения: при максимуме нагрузки U_C=1.05U_Н, При 25 % нагрузки U_C=U_Н.

Суммарные допустимые потери напряжения определяются согласно [10], зная закон регулирования напряжения на источнике питания и принимая, ориентировочно пределы регулирования напряжения на трансформаторах с РПН 8% и исходя из допустимых отклонений напряжения у потребителя, данные заносятся в таблицу 1.3.

Таблица 1.3 Отклонения напряжения при питании потребителей сельскохозяйственного района от шин 110 35 кВ

Элементы установки	Отклонение напряжения
	Наиболее удалённом ТП		Ближайшем ТП
	При нагрузке %
	100	25	100	25
1. Шины 110 35 кВ	+5	0	+5	0
2. сети напряжением 110 35 кВ	-4	-1,0	-4	-1,0
3. Трансформатор 110 35/10 кВ надбавки	+5	+5	+5	+5
Потери	-4	-1	-4	-1
4. Сеть напряжением 10 кВ	-3	-0,75	0	0
5. Трансформатор 10/0,4 кВ надбавки	+2,5	+2,5	+2,5	+2,5
6. Сеть напряжением 0,4 кВ	-2,5	0	-5,5	0
	-5	+3,75	-5	+4,5

Определяется центр перегрузок района.

Из анализа расчётных нагрузок хозяйств района следует, что центрами сосредоточения нагрузок необходимо считать населённые пункты с. Преображенское, с. Прасковея, г. Будённовск, с. Покойное, с. Красный октябрь, при этом город Будённовск находится ближе всего к центру питания и находится от него (энергосистема) в 50 км.

Определяется ориентировочное значение потери напряжения питающей сети согласно табл. 1.3 U_П=4%.

Допустимая потеря напряжения в распределительной сети 10 кВ и 0,4 кВ составит U_р=5,5%.

Выбираем оптимальное значение приведённой плотности тока для распределительной сети выше 1000 В.

Определяется коэффициент динамики роста нагрузок. Методические указания к технико-экономическим расчётам при выборе схем и параметров электрических сетей рекомендуют определять коэффициент роста нагрузок по следующей приближённой формуле:
_т= (1.6)
где S₁ – расчётная мощность первого года эксплуатации сетей, отнесённая к расчётной мощности пятого года S_Р;

S_t – наибольшая расчётная мощность за пределами пятого года эксплуатации отнесённая к S_Р;

При S₁=0,5; S_t=1,0; _t=0.86. Оптимальное значение приведённой плотности тока для сочетания напряжения 110/10 кВ согласно [12] j_пр=0,76. Определяем экономический радиус распределительной сети выше 1000 В.
R_Э= , (1.7)
где U_Р – линейное напряжение распределительной сети, кВ;

К_Р – коэффициент учитывающий криволинейность дороги;

_Р – коэффициент учитывающий параметры сопротивления линии и cos , _Р=1,0 [12].

R_Э= =12 км
Определяется целесообразное число подстанций районного значения согласно источникам [10], [12].
N=P_РЗ , (1.8)
где Р_РЗ – расчётная перспективная нагрузка района, кВт;

Р_ОР – плотность нагрузки сельскохозяйственного района, кВт/км²;

Х_Р, Ш_Р, Ф_Р – параметры, определяемые сочетанием напряжений, динамикой поста нагрузок, потерями энергии, экономическими показателями, параметры определяются по [12]
Р_ОР= , (1.9)
где S_Р – площадь района, км².
Р_ОР= =2,69 кВт/км²

N=9860 =3.94
Определяем местонахождения районных понижающих подстанций. Для этой цели круги радиуса R_Э накладываем на карту района с таким расчётом, чтобы в зоне кругов оказалось максимальное число населённых пунктов, и центр окружности совпадал с населённым пунктом, имеющим максимальную нагрузку.

В пределах экономического круга намечаем число фидеров и конфигурацию распределительной сети для электроснабжения населённых пунктов. При этом учитываем, что электрифицируемый район располагает современным, высокоразвитым сельскохозяйственным производством, имеющим потребителей первой и второй категории по условиям надёжности электроснабжения. Питающие линии 110 – 35 кВ в выбранных вариантах выбираем двухцепными.
1.3.2 Выбор силовых трансформаторов

При выборе вариантов электроснабжения в первую очередь необходимо выяснить, можно ли применять однотрансформаторную подстанцию. Установка двух трансформаторов на подстанции обязательна, когда хотя бы одна из линий напряжением 10 кВ, отходящих от рассматриваемой подстанции, питающей потребители первой и второй категории надёжности электроснабжения не может быть зарезервирована от соседней подстанции 35 – 110 кВ, имеющее независимое питание с рассматриваемой; расчётная нагрузка подстанции требует установки трансформатора мощностью 6300 кВА; от шин 10 кВ отходят шесть и более линий напряжением 10 кВ расстояние между соседними подстанциями более 15 км [8]. По перечисленным условиям для всех вариантов электроснабжения выбираются двухтрансформаторные подстанции на напряжение 35 – 110 кВ.
1.3.2.1 Выбор типов трансформаторов

На РТП 35 – 110 кВ сельских электрических сетей устанавливают трансформаторы ТМН с автоматическим регулированием напряжения под нагрузкой (РПН).

На потребительских подстанциях 10 кВ устанавливают трансформаторы типа ТМ с переключением без возбуждения (ПБВ), с переключением ответвлений обмотки высшего напряжения при отключённом трансформаторе и приделами регулирования 2х2,5%.
1.3.2.2 Выбор мощности трансформаторов

В соответствии с рекомендациями по проектированию электроснабжения сельского хозяйства мощность трансформаторов напряжением 110 – 10 кВ на подстанциях определяют экономическим интервалом нагрузки. Для трансформаторных подстанций достаточным условием для выбора служит выражение
S_ЭНS_PS_Э.В (1.10)
где S_ЭН и S_Э.В – соответственно нижняя и верхняя граница интервалов нагрузки для трансформатора принятой номинальной мощности, кВА, таблица 7.1 … 7.2 [8];

S_P – расчётная нагрузка подстанции, кВА.

Пример расчёта: Потребитель – комбикормовый цех на 15 т. в смену, потребитель III категории надёжности электроснабжения, S_P=86.7 кВА; мощность трансформатора для ТП 10/0,4 кВ выбирается по таблице 7.2 [8] и она составит 63 кВА. Аналогично производится однотрансформаторные подстанции 10/0,4 кВ. Данные выбора заносятся в таблицу 1.2

Номинальная мощность трансформаторов для двухтрансформаторных подстанций определяют по условиям их работы, как в нормальном, так и в послеаварийном режимах. Номинальным режимом считается работа обоих трансформаторов, каждый на свою секцию; послеаварийным – работа одного трансформатора на обе секции.

Мощность трансформаторов в нормальном режиме при равномерной их нагрузке для подстанции напряжением 35 – 110 кВ и 10 кВ выбирается исходя из требований

S_Э.Н<0,5S_PЭ.В (1.11)
где S_Э.Н и S_Э.В – соответственно нижняя и верхняя границы интервалов нагрузки для трансформатора принятой номинальной мощности, кВА, таблица 7.1 … 7.2 [8];

S_P – расчётная нагрузка подстанции, кВА.

В послеаварийном режиме мощность трансформатора соответствующую условию (1.11) проверяют с учётом возможных вариантов резервирования потребителей по сетям низкого напряжения.
S_НОМ=S_P/К_ПЕР (1.12)
где К_ПЕР – коэффициент аварийных допустимых перегрузок, выбирается по таблице 7.3 [8].

Зная К_ПЕР для трансформаторов с высшим напряжением 110 – 35 кВ находят по кривым их нагрузочной способности [8].

Пример расчёта: Вариант I подстанция "Красный Октябрь" с трансформаторами U=110 кВ. Расчётная нагрузка S_P=3992 кВА согласно условию выбора (1.12), мощность трансформатора в послеаварийном режиме определяется
S_НОМ= =2661,3 кВА
Выбираем два трансформатора типа ТМН 4000/110

Аналогично выбираем мощность трансформаторов на других подстанциях, данные заносим в таблицу 1.4
Таблица 1.4 Силовые трансформаторы

Подстанция	Вариант I		Вариант II
	Тип трансформатора	Кол-во	Тип трансформатора	Кол-во
1. Преображенская	ТМН 1600/110	2	ТМН 1600/110	2
2. Покойное	ТМН 2500/110	2	ТМН 2500/110	2
3. Красный Октябрь	ТМН 4000/110	2	ТМН 4000/110	2
4. Прасковея	ТМН 1600/110	2	ТМН 1600/110	2
5. Будённовск	ТМН 2500/110	2	ТМН 2500/110	2

Рис 1.11 Вариант I напряжением 110/10 кВ с двухцепными радиальными линиями электропередач
.

Рис 1.12 Вариант I напряжением 110/10 кВ с двухцепными радиальными линиями электропередач

1.3.3 Определение сечения проводов питающих линий электропередач

Расчёт питающей линии 0 – 1, схема которой приводится на рис. 1.13


Рис. 1.13 Схема к расчёту питающей линии 0 – 1
Рассчитывается сечение проводов ЛЭП, для чего выбирается экономическая плотность тока j при Т_МАХ=3000 ч [3,6,7,9] j=1,3 А/мм².
F_ЭК= , (1.13)
где F_ЭК – сечение провода, мм²; I_Р – расчётный ток, А.
I_P= (1.14)

I_P= =64,7 А

F_ЭК= =49,8 мм²
Для потребителей I – ой категории принимаем двухцепную линию
F’_ЭК= , (1.15)

F’_ЭК= =24,9 мм²
По условиям коронирования для линии электропередач напряжением 110 кВ выбирается провод АС – 70 [3,7,16].

Составив схему замещения рис. 1.14 определяются постоянные её значения для провода АС – 70
Г_о = 0,45 Ом/км П.4 [7].

Х_о = 0,44 Ом/км П.14 [10,3,16].

В_о = 2,47  10^-6 Ом^-1/км П.7 [15,18,17]


Рис. 1.14 Схема замещения питающей линии 0 – 1
Сопротивления воздушных линий электропередач определяются по формулам:
R₁₂ = , (1.16)

X₁₂ = (x₀  l) / 2, (1.17)
где L – длина линии, км; r₀ – удельное активное сопротивление провода, Ом/км; х₀ – удельное индуктивное сопротивление провода Ом/км;
R₁₂ = = 11,25 Ом.

Х₁₂ = = 14,3 Ом.

Определяется емкостная проводимость линии по формуле (1.18).
В₁ = В₂ = , (1.18).
Где в₀ – удельная емкостная проводимость, Ом^-1/км.
В₁ = В₂ = = 1,37  10^-6 Ом^-1
Определяются активное и индуктивное сопротивления трансформаторной подстанции:
R₂₃ = , (1.19)
Где Р_к – потери короткого замыкания, кВт;

U_ном – номинальное напряжение высшего порядка, кВ;

S_ном – номинальная каталожная мощность, мВА.
Х₂₃ = (1.20)
где U_к – напряжение короткого замыкания, %; n – число трансформаторов.
R₂₃ = = 21,3 Ом

Х₂₃ = = 254,1 Ом

Определяется реактивная мощность холостого хода группы n - трансформаторов:
∆U_хх =  n, (1.21)
где I_о – ток холостого хода, %;
∆Q_хх = = 75 кВАр.
Рассчитывается линия электро передач по звеньям рис. 1.14.

Второе звено. По условию расчета активная мощность потребителя в конце звена Р_з = 2,525 МВт, коэффициент мощности cos = 0.8.

Тогда реактивная мощность определяется по формуле:
Q_з = Р_з  tg  (1.22.)

Q_з = 2,525  0,75 = 1,894 Мвар.
Потери мощности во втором звене запишутся
∆Р₂ =  R₂₃ (1.23.)

∆Р₂ =  21,3 = 0.018 мВт.
Потери реактивной мощности определяются:
∆Q₂ =  Х₂₃ (1.24.)

∆Q₂ =  254,1 = 0,215 мВAP.
Потери напряжения в звене, продольная составляющая
∆U₂ = (P₃  R₂₃  Q_з  X₂₃) / U_з (1.25)

∆U₂ = = 4,86 кВ
поперечная составляющая
 U₂ = (P₃  X₂₃ – Q₃  R₂₃) / U₃ (1.26.)

 U₂ = = -3,9 кВ.
Определим мощность и напряжение в начале второго звена:
Р₂ = Р₃ + ∆Р₃

Q₂ = Q₃ + ∆Q₃

Р₂ = 2,525 + 0.018 = 2,543 мВт;

Q₂ = 1,894 + 0,215 = 2,109 Мвар.

U_з =  (1.28)

U_з =  = 114,93 кВ.
Данные, полученные при расчете сводим в таблицу 1.5.
Таблица 1.5 Расчет линий электропередач по звеньям

Номер звена	Напряже-ние в конце звена U, кВ	Мощность в конце звена		Потери мощности		Потери напряжения		Мощность в начале звена		Напряж-е в начале звена, U, кВ
		P, МВт	Q, МВАР	∆P, МВт	∆Q, МВАР	∆U, кВ	U, кВ	P, МВТ	Q, МВАР
2	110	2,525	1,894	0,018	0,215	4,86	-3,9	2,543	2,109		114,9
1	114,9	2,543	1,09	0,0065	0,0063	0,35	0,14	2,55	1,096		115,25