Определение приближенного баланса активных и реактивных мощностей района нагрузок
Пояснительная записка к курсовому проекту на тему
«Электрическая сеть района нагрузок»
Выполнила: Cаввина Д.Ф.
гр. 4-26х
Руководитель проекта:
Тютикова Е.В.
Иваново 2011
Содержание
Введение……………..……………………………...................................................................................
1. Разработка и выбор оптимального варианта схемы электрической сети……………………….
1.1 Анализ исходных данных и выбор вариантов конфигурации сети……………………………...
1.2 Определение приближенного баланса активных и реактивных мощностей района
нагрузок………………………………………………………………………………………..........
1.3 Выбор номинальных напряжений участков электрической сети………………………………...
1.4 Выбор типа, числа и номинальной мощности трансформаторов понижающих
подстанций…………………………………………………………………………………….........
1.5 Расчет установившегося режима работы радиальной сети. Определение сечений и марок
проводов линий электропередачи………………………………………………………………...
1.6 Определение сечений и марок проводов линий электропередачи кольцевой схемы сети.….
1.7 Уточнённый расчет потокораспределения с учетом фактических значений сопротивлений
участков и величин зарядной мощности ЛЭП…………..…………………………………...…...
1.8 Выбор электрических соединений РУ ПС и выбор опор линий электропередач…………….
1.9 Выбор варианта электрической сети на основе технико-экономического сравнения………..
2 Расчет установившихся режимов работы электрической сети………………………………….
2.1. Выбор и обоснование расчётных режимов сети………………………………………………...
2.2 Расчет установившихся режимов работы электрической сети на ПЭВМ……………………...
2.3 Выбор средств регулирования напряжения……………………………………………………...
3. Механический расчет проводов воздушной линии электропередачи. Выбор опоры и
проверка ее габаритов……………………………………………………………………………..
3.1 Определение расчетных климатических условий………………………………………………..
3.2 Определение удельных механических нагрузок проводов……………………………………...
3.3 Расчет критических пролётов и определение исходного режима для расчета проводов…...
3.4 Определение напряжений в материале проводов и максимальной стрелы провеса
проводов……………………………………………………………………………………………
3.5 Проверка габаритов типовой опоры………………………………………………………………
4. Общий расчет технико-экономических показателей проектируемой электрической сети....
4.1 Определение капиталовложений в электрическую сеть…………………………………….......
4.2 Определение себестоимости, максимального КПД и средневзвешенного КПД
электрической сети………………………………………………………………………………..
Заключение……………………………………………………………………………………………..
Список литературы…………………………………………………………………………………….
Введение
Постоянный рост энергопотребления ставит качественно новые задачи по организации распределения электрической энергии. Это требует повышения надежности эксплуатации, внедрение новых монтажных, наладочных и эксплуатационных технологий, обеспечения скорейшего ввода в работу новых, современных электроустановок, широкого внедрения автоматики и телемеханики в энергосистемах для обеспечения надежного и бесперебойного электроснабжения.
В данном курсовом проекте разрабатывается оптимальный вариант электрической сети района нагрузок. Район сети находится на Урале во втором климатическом районе по ветру и третьем по гололеду. Нагрузка распределена по четырем центрам электропитания. Необходимо обеспечить питание потребителей трех категорий по надежности электроснабжения. При этом к электрической сети предъявляется ряд требований:
1. схема должна обеспечивать полный отпуск электроэнергии;
2. схема должна обеспечивать необходимый уровень надежности электроснабжения;
3. должно быть обеспечено нормируемое качество электроэнергии у потребителей;
4. схема должна быть достаточно гибкой;
5. конфигурация и параметры сети должны обеспечивать возможность ее дальнейшего развития;
6. в схемах не должно быть слабо загруженных протяженных участков, а также обратных перетоков мощности;
7. схема сети должна предусматривать применение типовых, унифицированных элементов ВЛ. и ПС.
Выбор экономически целесообразной схемы сети и номинальных напряжений ее участков является одной из основных задач проекта и производится одновременно, так как изменение схемы сети приводит к необходимости изменения напряжения сети или отдельных ее участков. Этот выбор в курсовом проекте осуществляется путем рассмотрения двух технически осуществимых вариантов схем сети, их расчета и технико-экономического сопоставления путем оценки их сравнительной эффективности по критерию минимума суммарных дисконтированных затрат при условии, что сравниваемые варианты обеспечивают одинаковый (или требуемый) энергетический эффект.
1. Разработка и выбор оптимального варианта схемы электрической сети.
1.1. Анализ исходных данных и выбор вариантов конфигурации сети
lА-3=34 км
lА-1=68 км
lА-4=50 км
l4-3=66 км
l4-1=45 км
l4-2=51 км
l2-1=49 км
l3-1=58 км
Рис 1.1. План расположения нагрузок
Наметим несколько вариантов (рис. 1.2) конфигурации сети.
а)
б)
в)
г)
|
|
|
|
|
д)
е)
Рис.1.2 Варианты схем электрической сети.
Сравним варианты, учитывая суммарную протяженность линий и количество выключателей в схеме и выберем наиболее выгодные.
Таблица 1.1. Варианты схем электрической сети
Варианты | Общая протяженность линий, км | Количество выключателей, шт |
а | ||
б | ||
в | ||
г | ||
д | ||
е |
Исходя из результатов, для дальнейшего рассмотрения принимаем два варианта схем электрической сети (схемы г и д ) рис.1.2).
Определение приближенного баланса активных и реактивных мощностей района нагрузок.
Определяем мощности потребителей в режиме максимальных нагрузок.
Подстанция 1.
МВт, ;
, Мвар;
, МВА.
Подстанция 2.
МВт, ;
, Мвар;
, МВА.
Подстанция 3.
МВт, ;
, Мвар;
, МВА.
Подстанция 4.
МВт, ;
, Мвар;
, МВА.
Суммарная потребляемая активная мощность определяется следующим образом:
, где максимальная активная мощность i-ого потребителя с учетом перспективы его развития на 5 лет.
МВт.
Аналогично определяем суммарную потребляемую реактивную мощность:
, Мвар.
Вычислим активную и реактивную мощность источника питания, приняв, что потери активной мощности составляют 5% от суммарной, а потери реактивной – 10% от суммарной активной и реактивной мощности соответственно.
, МВт;
, Мвар;
Все проектируемые подстанции имеют в своем составе потребителей I,II и III категории, поэтому на подстанции необходимо выбирать по два трансформатора, а питание подстанции – по двум цепям ВЛ.
1.3 Выбор номинальных напряжений питающих и распределительных электрических сетей.
Номинальные напряжения ВЛ электрической сети выбираются по технико-экономическим соображениям в зависимости от протяженности ВЛ и величин активных мощностей, которые будут по ним передаваться в режиме максимальных нагрузок.
Ориентировочно оптимальное номинальное напряжение ВЛ может быть определено по эмпирической формуле Илларионова:
UН= ;
где - длина линии, км;
- передаваемая мощность, МBт;
- количество цепей.
Для радиальной схемы:
кВ, где МВт
принимаем UHА-3=110 кВ;
кВ, где МВт
принимаем UHА-4=220 кВ;
кВ, где P4-1=P1+P2=34+15=49 МВт
принимаем UН4-1=110 кВ;
кВ, где P1-2=P2=15 МВт
принимаем UН1-2=110 кВ.
Для схемы с кольцевым участком:
кВ, где МВт
принимаем UHА-3=110 кВ;
кВ, где МВт
принимаем UHА-4=220 кВ;
Примем допущение, что по линиям 4-2 и 4-1 течёт средняя суммарная мощность ПС2 и ПС1.
кВ, принимаем UH4-2=110 кВ; кВ, принимаем UH4-1=110 кВ;
1.4 Выбор типа, числа и номинальной мощности трансформаторов понижающих подстанций.
Так как все проектируемые нагрузки имеют в своем составе потребителей I, II и III категории, то на подстанциях необходимо выбирать по два трансформатора.
Номинальная мощность каждого трансформатора должна удовлетворять условию:
, где - номинальная мощность трансформатора; -максимальная мощность подстанции (с учетом перспективы ее развития на 6 лет).
, МВА.
, МВА.
МВА.
, МВА.
ПС-1
По таблице выбираем 2 трансформатора ТРДН-40000/110; .
В нормальном режиме коэффициент загрузки трансформатора определяется по формуле
(при ):
, .
В послеаварийном режиме коэффициент загрузки трансформатора
определяется по формуле:
, .
Проверяем условие допустимости аварийных перегрузок: , где
; .
Значение К2ДОП определяем по соответствующей таблице с учетом температуры охлаждения ( ), продолжительности максимума зимнего суточного графика (h=8 ч), системы охлаждения Д и значения ; .
Определяем К2ДОП=1,56 т.е. условие допустимости аварийных перегрузок выполняется.
ПС-2
По таблице выбираем 2 трансформатора ТДН-16000/110; .
В нормальном режиме коэффициент загрузки трансформатора определяется по формуле
(при ):
, .
В послеаварийном режиме коэффициент загрузки трансформатора
определяется по формуле:
, .
Проверяем условие допустимости аварийных перегрузок: , где
; .
Значение К2ДОП определяем по соответствующей таблице с учетом температуры охлаждения ( ), продолжительности максимума зимнего суточного графика (h=8 ч), системы охлаждения Д и значения ; .
Определяем К2ДОП=1,56 , т.е. условие допустимости аварийных перегрузок выполняется.
ПС-3
По таблице выбираем 2 трансформатора ТДН-16000/110; .
В нормальном режиме коэффициент загрузки трансформатора определяется по формуле
(при ):
, .
В послеаварийном режиме коэффициент загрузки трансформатора
определяется по формуле:
, .
Проверяем условие допустимости аварийных перегрузок: где
; .
Значение К2ДОП определяем по соответствующей таблице с учетом температуры охлаждения ( ), продолжительности максимума зимнего суточного графика (h=8 ч), системы охлаждения Д и значения ; .
Определяем К2ДОП=1,56, т.е. условие допустимости аварийных перегрузок выполняется.
ПС-4
SНТ 4 0.7 105.251=73.676
По таблице выбираем 2 трансформатора АТДЦТН-125000/220/110; .
В нормальном режиме коэффициент загрузки трансформатора определяется по формуле
(при ):
, .
В послеаварийном режиме коэффициент загрузки трансформатора
определяется по формуле:
, .
Проверяем условие допустимости аварийных перегрузок: где
; .
Значение К2ДОП определяем по соответствующей таблице с учетом температуры охлаждения ( ), продолжительности максимума зимнего суточного графика (h=8 ч), системы охлаждения ДЦ и значения ; .
Определяем К2ДОП=1,5, т.е. условие допустимости аварийных перегрузок выполняется.
Параметры выбранных трансформаторов приведены в таблице 1.2.
Таблица 1.2.
№ ПС | Тип тр-ра | Sном, МВА | UВ/UC/UH, кВ | RTВ/RTC/RTH, Ом | XTВ/XTC/XTH, Ом | ||
ТРДН-40000/110 | 115/-/10.5 | 1,4 | 34,7 | ||||
ТДН-16000/110 | 115/-/11 | 4,38 | 86,7 | ||||
ТДН-16000/110 | 115/-/11 | 4,38 | 86,7 | ||||
АТДЦТН-125000/220/110 | 230/121/11 | 0.55/0.48/3.2 | 59.2/0/131 |
Для кольцевой сети трансформаторы на подстанциях 1,2,3,4 выбираем такие же, как и для радиальной.