Коротка характеристика гірничопромислового району 2 страница

При цьому для подальшого розглядання і порівняння повинні бути відібрані варіанти принципово розрізнювальної конфігурації мережі: замкнених (з двостороннім живленням та ін.), розімкнених (радіально-магістральних), володіючих різними техніко-економічними показниками.

На другому етапі два відібраних варіанти піддають техніко-економічному порівнянню по приведеним витратам та вибирають варіант з мінімально приведеними витратами.

Також тут вказують, такі два варіанти мережі прийняті до подальшого розгляду і аналізу: варіант І - живлення споживачів району передбачується по схемі ............ ; варіант ІІ - живлення по схемі ............. . Кожен з двох відібраних варіантів повинен бути ретельно розроблений з вибором схем всіх ПС, оскільки в подальших пунктах проекту всі розрахунки проводять для них.

1.5. Обґрунтування необхідності і місця розміщення ЦРП в районній мережі.

В тих випадках., коли електрозабезпечення всіх або більшості ПС району доцільні від ЦРП, отримуючої живлення від двох РПС енергосистеми, необхідно обгрунтувати місце знаходження ЦРП.

Місце побудування ЦРП рекомендується вибирати в центрі електричних навантажень (ЦЕН), який характеризується координатами Х₀ і Y₀:

; ; (6)

де Р_і – навантаження споживачів (ПС) 1-5; X_і і Yі- координати розміщення ПС на плані району.

Щоб не збільшувати число підстанцій, ЦРП необхідно сполучити з найближчою до ЦЕН споживчої підстанцією ПС.

Вважається доцільним побудова ЦРП для живлення споживачів району, якщо відстань від РПС до ЦРП в три і більше разів перевищує середньовзвішану відстань від ЦРП до споживачів (ПС) району, котра може бути визначена по формулі:

(7)

де Р_і – потужність і-го споживача (ПС), МВт; L_і – відстань від і-го споживача (ПС) до ЦРП, км.

2. ВИБІР ПАРАМЕТРІВ ОСНОВНОГО ЕЛЕКТРООБЛАДНАННЯ.

2.1. Вибір трансформаторного обладнання на підстанціях району.

Згідно стандарту трансформатори витримують на протязі не більше 5 діб перенавантаження в 1,4 номінальної потужності на час максимумів навантаження впродовж не більше 6 годин на добу. Тому при виборі одиничного навантаження трансформаторного обладнання на знижуючих підстанціях проектуємої мережі з урахуванням вказаного допустимого коефіцієнта перенавантаження і одним відключеним трансформатором на підстанціях використовують умови:

- для двохобмоточних трансформаторів

(8)

- для трьохобмоточних трансформаторів

(9)

Де n_T – кількість однотипних трансформаторів; n_T 2;

- розрахункове максимальне навантаження підстанції в нормальному і післяаварійному режимах;

- розрахункові максимальні повні потужності навантаження відповідно на стороні середньої і низької напруги трансформатора.

Первинний вибір потужності трансформаторів виконується за розрахунковими навантаженнями, а потім уточнюється після вибору компенсуючих приладів.

Вибір кількості трансформаторів залежить від необхідності в безпеці електрозабезпечення споживачів. На практиці проектування на підстанціях всіх категорій необхідна як правило установка двох трансформаторів. Якщо до складу навантаження підстанції входять споживачі I-ї категорії то число встановлених трансформаторів має бути не менше двох.

При існуючій шкалі номінальних потужностей трансформаторів можна значно знизити необхідну сумарну потужність на підстанціях при збільшенні кількості трансформаторів більше двох. Але, не зважаючи на це, капітальні витрати і експлуатаційні витрати вцілому на підстанціях одержують великими в наслідок зростання відносних витрат на 1 кВА з зменшенням одиничної потужності трансформатора. З врахуванням вище згаданого установка на підстанціях n_T > 2 використовується, втому числі, в тих випадках, коли на споживчих підстанціях за техніко-економічними міркуваннями доцільне використання двох середніх напруг; коли для покриття навантаження не досить граничної потужності двох трансформаторів за існуючою шкалою.

На великих фабриках окусковання гірничорудних підприємств необхідно використовувати два рівні напруги – 6 і 10 кВ. Це обумовлено випуском двигунів потужністю 3-5 МВт тягодуттєвих машин (димотягів) тільки на навантаження 10 кВ, на які в той же час не випускають двигуни потужністю менше 630 кВт. У вузлах навантаження необхідна також напруга 35 кВ. На первинну напругу 150 кВ за існуючою шкалою гранична потужність трансформатора 63 МВА .

Тому , крім двохтрансформаторних підстанцій, для зменшення числа ПС в вказаних випадках передбачає встановлення від 3 до 6 трансформаторів(в останньому випадку 4 двухобмоточних – по два з вторинною напругою відповідно 6 і 10 кВ і 2- трьохобмоточних з СН 35 кВ).

Для забезпечення допустимих нормованих відхилень рівень напруги у споживачів всі трансформатори ПС слід приймати з приладами регулювання напруги під навантаженням (РПН). Автоматичне регулювання здійснюється блоком автоматичного управління і приводом БАК РПН.

Результати розрахунків вибору кількості і потужності трансформаторів, необхідних для встановлення на всіх ПС, а також каталогові дані вибранихтрансформаторів показані в таб.2.

Таблиця 2

Вибір трансформаторів на підстанціях споживачів

Підстанція	Smax, MBA	Sт.ном, МВА	nT	Каталогові дані трансформатора
тип	відомості

Вибір автотрансформаторів на РПС.

На потужних вузлових РПС з вищою напругою U_вн 220 кВА, як правило, встановлюють автотрансформатори (АТ), які мають ряд переваг порівняно з трансформаторами ( менша маса, вартість і втрати енергії) при тій же потужності. На РПС, обладнаних АТ і живлячих на стороні СН великі промислові райони, має бути мінімум два АТ.

Відповідно до завдання на курсовий проект на РПС має бути АТ 330/110(150) кВ.

Вибір одиничного навантаження автотрансформаторів за умови (9) для трьохобмоточних трансформаторів. В якості навантаження на стороні середньої напруги (мал.4) S_с автотрансформаторів приймають сумарне навантаження всіх ліній мережі району, відходящих від шин СН АТ. Сумарне розрахункове навантаження споживачів району знаходяться з виразів (3)-(5).

З урахуванням сумарного розрахункового навантаження використовується установка на РПС не менше двох АТ відповідної потужності.

Вибір за умовою (9) необхідно також доповнити перевіркою за умовою

; (10)

Де - коефіцієнт вигідності ; =1-U_cн /U_вн ;

U_cн, U_вн - номінальна напруга обмоток середньої і високої напруги АТ, S_ат.н – номінальна потужність АТ ; S_{нн.н .} – номінальна потужність обмотки низької напруги (типова потужність S_тип ;_.) АТ; S_{нн.н . =} S_тип ;

Отримані значення і S_тип необхідно порівняти з каталожними даними, приведеними в . Каталожні дані вибраних АТ заносяться до таблиці, подібній табл.2.

2.2 Приблизне визначення приведених навантажень підстанцій

Для вибору перетинів дротів на ділянках мережі в кожному з двох розглядаємих варіантів необхідно виконати наближений розрахунок потокорозпреділення в режимі максимальних навантажень. З метою спрощення розрахункової схеми (зменшення числа вузлів) кожна (двох- і більше) споживацька трансформаторна ПС може бути представлена одним вузлом, відповідним стороні високої напруги, шляхом приведення до цієї сторони навантаження S_max , заданого на шинах низької напруги (6-10кВ). При цьому генеровані лініями зарядні потужності не враховують.

Значення приведеного навантаження і-ї підстанції визначається за виразом

S_прив.і =S_max.і+ S_т.і , (11)

де S_т.і - сумарні втрати потужності в трансформаторах підстанції ;

S_т.і= P_т.і+J Q_т.і

Значення втрат активної потужності в трансформаторах невелике і в наближених розрахунках ними можна знехтувати, тобто прийняти P_т.і=0. Втрати реактивної потужності значні і їх необхідно враховувати, але для трансформаторів з U_н.вн =35-220кВ допустиме визначення їх наближено, прийнявши Q_т.і 0,1S_max.і. Тоді приближене значення приведеного навантаження можна знайти за виразом

S_прив.і P_max.і +J( Q_т.і + 0,1S_max.і). (12)

2.3. Наближений розрахунок потокорозподілення

Для економічного порівняння даних варіантів схем мережі з достатньою для практики точністю можна користуватися спрощеними методами розрахунку попереднього потокорозподілення (розподіли потоків потужності) в кожному з намічених варіантів. Такий розрахунок виконується при наступних припущеннях.

1. Втрати потужності на цьому етапі не враховують і в якості розрахункової приймається приведене навантаження підстанцій.

2. Напруги у всіх вузлах (точках) мережі приймаються однаковими.

3. Розподіл навантаження між трансформаторами підстанцій приймаються однаковими.

4. Струморозподілення на ділянках розімкненої мережі визначається по першому закону Кірхгофа для вузлових точок. Вузловою точкою вважається кожна точка приєднання підстанції до мережі і точка відгалуження лінії. Розрахунок в магістральній мережі слід починати з найбільш віддаленого вузла.

5. Замкнута мережа передбачається однорідною (тобто з однаковими відносинами для всіх ділянок). Це дозволяє в проектній практиці на стадії, коли параметри ділянок мережі ще не визначені (не вибрані перетини дротів), для визначення потокорозподілення на ділянці мережі використовувати довжину ліній, а не перетини.

У замкнутій однорідній мережі потоки потужності на перших (головних) ділянках визначають по наближених виразах (див. мал. 11):

(13)

(14)

де l_k-б, l_k-a- довжина ділянок мережі від точки К до точки Б і А відповідно; L_а-б - сумарна протяжність всіх ділянок.

l_a-б = l_k-б +l_k-a

Потоки активної , і реактивної , потужності на цих ділянках визначають по аналогічних виразах. На решті ділянок замкнутої мережі потокорозподілення визначається по першому закону Кірхгофа.

Потокорозподілення в кожному варіанті мережі необхідно визначити для нормального режиму при найбільших розрахункових навантаженнях і для найважчого післяаварійного режиму. Під останнім розуміють режим, що виникає після відключення пошкоджених елементів мережі і ліквідації аварійного режиму. Для кожної схеми необхідно визначити той післяаварійний режим при максимальних навантаженнях підстанцій, в якому на ділянках мережі протікають максимальні потоки потужності.

Наприклад, за розрахунковий нормальний режим в проектованій мережі з двохланцюговими лініями прийнята робота двох ланцюгів живлячих ліній, при двосторонньому живленні робота від двох ДЖ. За розрахунковий найважчий післяаварійний режим приймають випадок відключення одного з ланцюгів двохланцюгової лінії, випадок пошкодження однієї з головних ділянок замкнутої мережі.

Розрахунок потокорозподілення повинен містити розрахункові схеми з вказівкою числових комплексних значень потужностей споживачів (ПС), напрямків і величин потужностей на кожній ділянці мережі . Розрахункові схеми повинні складатися окремо для кожної незалежної частини мережі, що відходить від РПС, на затискачах яких відомі напруги.

Вказані розрахункові схеми в нормальному режимі максимальних навантажень є початковими для розрахунку необхідних перетинів дротів. Розрахункові схеми в післяаварійних режимах служать для перевірки прийнятих перетинів дротів по нагріву і визначення найбільших втрат напруги. Приклади розрахунків потокорозподілення приведені в [3,4,5].

Знаючи розподіл потужностей, можна знайти робочі струми (А) на ділянках лінії:

, (15)

де , - потужності ділянок мережі при максимальних розрахункових навантаженнях: повна, активна і реактивна відповідно, МВА, МВт, Мвар; Uн - номінальна напруга, кВ.

Струми відповідно в робочих і післяаварійних режимах I_p і I_па. Результати розрахунків потужності і струмів на ділянках мережі зводять в таблицю.

2.4. Вибір перетинів і марок дротів на ділянках мережі

При виборі перетину дротів за основу приймаються економічні критерії і враховується ряд обмежень: умови нагріву, механічної міцності і ін. Розрахунок перетину дротів районних мереж напругою Uн 220 кВ, згідно ПУЕ, виконується по економічній густині струму , нормовані значення якого залежно від річного числа годин використовування максимального навантаження Т_max , струмопровідного матеріалу дроту, вигляду ЛЕП приведені в [2,3,5,6,10 і ін.].

Економічно доцільний перетин дротів всіх ділянок лінії розраховується по формулі

, (16)

де I_m - розрахунковий робочий струм в ділянках лінії в нормальному режимі, А; - економічна густина струму.

Одержаний перетин дротів не залежить від кількості паралельних ланцюгів на даній ділянці мережі. Тому для вибору стандартного значення перетину дротів необхідно знайти економічно доцільний перетин одного ланцюга:

, (17)

де n_ц =2 - число паралельних ланцюгів (ліній) на даній ділянці мережі.

Значення F_е, одержані в результаті розрахунку, округляють до найближчих стандартних значень.

У тих випадках, коли проектована мережа виконується дротом одного перетину, має декілька навантажень I_п, і відповідно декілька ділянок завдовжки ~п перетин вибирається по струму головної ділянки лінії. При цьому нормоване значення J_э повинно бути збільшено в k_у раз.

При виборі марки дротів ПЛ слід враховувати, що в мережах з U_HC= 35кВ застосовують сталеалюмінієві дроти, характеристики яких приведені в довідниках. Відношення алюмінієвої і сталевої частин А:С дроту приймається залежно від району по ожеледиці (товщина стінки ожеледі). Відповідно до проектної практики, прийнятої за відсутності достатньої інформації, з метою точнішого рішення для дротів з перетином до 185 мм² приймається марка АС нормального виконання (із співвідношенням перетинів А:С зразково рівним 8).

Після розрахунку перетинів F_е і вибору марки дротів виконується перевірка перетину за умовами:

1) нагріву, шляхом порівняння значень робочого струму І_ПА в найважчому післяаварійному режимі і допустимого тривалого струму І_доп дроту даного перетину; при цьому повинно бути І_па = І_доп; значення І_доп приймається за довідковими даними .

2) відсутність втрат енергії на корону шляхом порівняння значень фактичного перетину F_факт і мінімального перетину дротів за умов корони F_min.k ; при цьому повинна бути F_факт > F_min.k ; значення F_mink при кількості дротів у фазі приведені в ПУЕ.

Uн,кВ F_{ACmin ,}мм²

110 70/11

150 120/19;

3) механічної міцності; механічний розрахунок не входить в число задач даного проекту.

Результати розрахунків перетину дротів по економічній щільності струму на ділянках ПЛ для варіантів 1 – 2 зводять до таблиці 3, а результати перевірки прийнятих перетинів дротів по нагріву – до таблиці 4.

Таблиця 3.

Результати розрахунку перетинів дротів по економічній щільності струму.

Ділянка мережі	Розрахункове максимальне навантаження на один ланцюг	Розрахунковий струм, А в режимі	Довжина, км	Напруга, кВ	Число ланцюгів
		Нормаль ний	Після аварійний

Продовження табл.3

Перетин дрота,

Ділянка мережі

Марка дроту

Перетин ,

Відно шення А:С

Питомий опір дроту, Ом/км

Опір ділянки, Ом

Вага металу, кг

Еко но мічне

Прий няте

Алю міній

сталь

Актив ний

Реак тив ний

Ак тив ний

Реак тив ний

Алю міній

сталь

Таблиця 4.

Результати перевірки перетину дротів по нагріву тривалим струмом в післяаварійних режимах.

Ділянка мережі					Марка дроту		Висновок
В а р і а н т 1

При виборі дротів (перетинів і марок) необхідно частково вирішувати і питання конструктивного виконання лінії (матеріал і тип опор, розташування дротів і відстань між ними на опорі). Кількість ланцюгів обгрунтовується при виборі схем мережі, виходячи з вимог надійності. Для живлення споживачів I-II категорії (ПС) прийняті двох ланцюгові ЛЕП.

Для районної мережі вибір опор виробляється з типових і уніфікованих конструкцій, приведених, наприклад, в [12]. Початковими даними для вибору опор є: матеріал опори, номінальна напруга мережі, район по ожеледі, марка дротів. При цьому можуть бути прийняті уніфіковані сталеві двохланцюгові неоцинковані або залізобетонні опори.

Відстань між дротами лінії може бути визначене за розмірами прийнятого типу опори для ділянки мережі. За цими даними розраховують середньогеометричні відстані між дротами. Усереднені значення D_cp прийняті наступними:

Номінальна напруга, кВ 35 110 150 220,

D_ср,м 3,5 5,0 6,5 8,0.

Прийняті типи опор і їх довідкові дані (зокрема креслення опори) необхідно привести в записці пояснення до проекту.

2.5. Розрахуноквтрат потужності і електроенергії.

Оскільки втрати потужності і електроенергії визначають економічні показники даних варіантів схеми мережі, розрахунки цих втрат повинні робитися для кожного варіанту окремо.

Для ПЛ завдовжки до 500 км активні поперечні провідності малі, тому втрати активної потужності в подовжній гілці схеми заміщення ділянки мережі визначаються по формулі

(20)

де - активна,реактивная максимальні розрахункові потужності на ділянці мережі; - активний опір ділянки лінії; U_H - номінальна напруга мережі.

Активний опір ділянки лінії визначають з урахуванням числа паралельних ланцюгів п_ц:

, (21)

Річні втрати електроенергії для ПЛ з U_н 220 кВ

, (22)

де - час максимальних втрат (год.), який залежить від річного числа годин використовування максимального навантаження Т_max (г) і сos

Значення може бути визначене по графіках [3, 5, 6] або по емпіричній формулі

. (23)

Значення Р_л, і W_л розраховують лише для нормального режиму мережі. Післяаварійні режими не розглядаються, оскільки вони відносно нетривалі і практично не роблять помітний вплив на економічні показники, пов'язані з втратами енергії.

Розрахувавши величини Р_л окремих ділянок мережі, знаходять сумарні втрати потужності для кожного варіанту:

. (24)

Втрати електроенергії в лініях мережі, приймаючи однакову величину T_max для всіх споживачів, визначають для кожного варіанту по формулі

, (25)

де п_л - число ліній.

Результати розрахунку втрат потужності і річних втрат електроенергії в лініях зводять в табл. 5.

Таблиця 5. Розрахунок втрат потужності і енергії в лініях

Ділянка мережі	Марка дроту	Довжина l, км	nц	P+jQ, МВА	Uн , кВ	r, Ом	Рл, МВт	Рл∑МВт	Wл∑ МВт-ч

Варіант I (схема мал. ...)

Варіант II (схема мал. ...)

Втрати активної потужності в трансформаторах кожної підстанції розраховують з використанням каталожних даних по виразах: для двохобмотувальних трансформаторів

, (26)

де S_max- модуль потужності навантаження в режимі, що розраховується; S_н.m -номінальна потужність трансформатора; п_т - число однакових трансформаторів на підстанції; для трьохобмоточних трансформаторів

. (26,a)

де S_v, S_c, S_n- навантаження відповідно обмоток ВН, СН і НН трансформаторів; S_vh, S_ch, S_nh- - номінальні потужності відповідних обмоток в останній формулі значення Р_л повинні бути приведені до номінальних потужностей відповідних обмоток.

Сумарні втрати потужності в трансформаторах району визначають по формулі