Электроэнергетические сети и подсети

«Проектирование районной электрической сети»Таблица 1 - Геометрическое расположение мест сооружения новых подстанцийПС1X/YПС2X/YПС3X/YПС4X/YПС5X/YА X/Y20/5065/4540/8020/6070/6010/5Таблица 2 - Максимальные активные мощности узлов нагрузки (подстанций) на пятый год их эксплуатации, коэффициент активной мощности (cosφ) и категории надежности электроснабжения потребителей ПСПС1Р/cosφ/категории надежностиПС2Р/cosφ/категории надежностиПС3Р/cosφ/категории надежностиПС4Р/cosφ/категории надежностиПС5Р/cosφ/категории надежности18/0,89/ II, III16/0,9/ II, III8/0,89/ II, III10/0,88/ II, III50/0,85/I, II, IIIТаблица 3 - Время использования максимальной нагрузки Tmax и масштаб, коэффициент неравномерности КмМасштаб 1 см : N кмВремя использования максима нагрузки Тmax, чКм2060001,1Таблица 4 - Регион строительства системы электроснабженияРегион строительства системы электроснабженияБелгородская областьЛичный вариант:Исходные данныеЗначениеПС-1[P1, cosφ][18/0,89]ПС-2 [P2, cosφ][16/0,9]ПС-3 [P3, cosφ][8/0,89]ПС-4 [P4, cosφ][10/0,88]ПС-5 [P5, cosφ][50/0,85]Время использования максимальной нагрузки Тнб[ч].6000Мощность короткого замыкания от системы SK3 [МВА]Км1,1Согласно заданию, рассчитываем полную и реактивную мощности подстанций по формулам:Si=Picosφ;Qi=Si2-Pi2;Si=Pi+jQi (1, 2, 3)Таблица 2 – Расчет полной и реактивной мощностей подстанций по формулам (1, 2, 3).№Si (1)Qi (2)Si (3)ПС-120,239,2318+j9,23ПС-217,787,7516+j7,75ПС-38,994,18+j4,1ПС-411,365,3910+j5,39ПС-558,8230,9850+j30,98Расчёт расстояния между подстанциями произведём по формуле:L=Li-n⋅M⋅kL=Li-n·M·Км (4)где Li-n – определённое по плану расстояние;М – масштаб: 1 см = 20 км;k= 1,1- коэффициент неровности рельефа.Таблица 3 Результаты вычислений расстояния по формуле (4).LИзмеренное расстояние на плане, смРасчётное расстояние, км.LA-15,5121L1-2366L2-35110L3-4366L4-54,599LA-56132LА-26,5143LА-3244LА-4488Изображаем схему с расчетными нагрузками.Рисунок 1– Схема районной электрической сети с расчётными нагрузками.ПС предназначены для электроснабжения крупного промышленного комплекса и прилегающих жилых районов.Принимаем состав потребителей для всех ПС:Таблица 4 – Расчетные данные по нагрузкам потребителей.ПодстанцияСостав потребителей по категориямЧисло часов использования максимальной нагрузкиНагрузка потребителейРежим максимальной нагрузкиPQS1 6000189,2320,2321 категория - 10%167,7517,7832 категория - 45%84,18,9943 категория - 45%105,3911,365 5030,9858,82Раздел 2. Характеристика электрифицируемого района и потребителей электроэнергии.1. Среднегодовая температура +6°, средняя летняя температура+24° , средняя зимняя температура -4°.2. Район по ветру-западный, скорость ветра 4,12 м/с.3. В соответствии с ПУЭ по гололедообразованию белгородская область относится к 3-му району, где нормативная толщина стенки гололеда составляет 5 мм с повторяемостью один раз в пять лет.4. Район с умеренной пляской проводов (1 раз в 10 лет).5.Среднегодовая продолжительность гроз от 80 до 100 часов в год.После изучения климатических данных, выбираем тип линий: Воздушные линии. Расчёт потребности района в активной и реактивной мощности.Подсчитаем потребности района в активной и реактивной мощности для режима максимальных нагрузок.Требуемая активная мощность района Pр складывается из суммарной мощности потребителей i=nnPi и потерь в линиях и трансформаторах:Pр=(Kо+α)⋅i=1nPi (5)где: Kо - коэффициент одновременности нагрузок района (Ко = 0,95).α - коэффициент, учитывающий увеличение мощности за счёт потерь в линиях и трансформаторах(a=1,05).Выполним преобразование формулы (5). QUOTE (6)Pp=0,95+1,05∙18+16+8+10+50=204Реактивная мощность Qр, потребляемая районом, складывается из суммарной реактивной мощности потребителей Qi, потерь мощности в линиях ΔQл и трансформаторах ΔQти мощности, генерируемой линиями Qc:Qр=Qi'+ΔQт+ΔQл-Qc (7)Потери мощности в линиях составляют 5-10 % от величины, протекающей по ним мощности. Принимаем потери мощности в линиях ΔQл=10 %.Потери в трансформаторе при максимальных нагрузках достигают 7-12 % от его номинальной мощности. Принимаем ΔQт= 10 %.Мощность потребителей Qi определяется с учётом мощности компенсирующих устройств.Qi'=Qi-Qк (8)где:Qк - мощность компенсирующего устройства, подключённого к шинам подстанции i-того узла для доведения cosφ до 0,92-0,95.Qi' - заданная реактивная мощность потребителей в i-том узле.Принимаем для всех подстанций cosφ=0,95 после компенсации и рассчитываем мощности компенсирующих устройств и полные мощности ПС после компенсации реактивной мощности.Расчёт производим по формулам:Siп.комп=Picosφiп.комп; Qiп.комп=Siп.комп+Pi2; Qik=Qiд+Qiп.комп (9, 10, 11)Результаты расчета сводим в таблицу.Таблица 5 – Результаты расчета мощностей.№ ПСCos φ до компенсацииCos φ после компенсацииМощность компенсирующего устройства Qк, МВарЗаданная реактивная мощность, Q, МВарРеактивная мощность после компенсации, Q', МВарПолная мощность после компенсации S', МВА10,890,955,929,233,3118,3020,95,267,752,4916,1930,892,634,11,478,1340,883,295,392,1110,2250,8516,4330,9814,5552,07Дальнейшие расчёты проводим с учётом выбранной мощности компенсирующих устройств.Qр=∑Qi+ΔQЛ+QT-QC= 23,93+204×10%+204×10%-57,45= =7,28 МВар (12)Где: ∑Qi-суммарная реактивная мощность с учётом компенсации.ΔQЛ-потери мощности в линиях. Принимаем 10 % от Qi.ΔQЛ- потери в линиях.ΔQT- потери мощности в трансформаторах. Принимаем 10% от номинальной мощности трансформатора.Для определения мощности, генерируемой линиями, выбираем предварительный вариант радиальной проектируемой сети и рассчитываем длины ЛЭП.Рисунок 2 – Радиальная схема сети.L = l1 + l2 + l3 + l4 + (l51 + l52) (13)Таблица 6 – Данные по нагрузкам с учётом компенсирующих устройств.ПодстанцияСостав потребителей по категориямЧисло часов использования максимальной нагрузкиНагрузка потребителейРежим максимальной нагрузкиPQS1 6000183,3118,3021 категория - 10%162,4916,1932 категория - 20%81,478,1343 категория - 70%102,1110,225 5014,5552,07Необходимо описать характеристику питающей подстанции.Питающая подстанция «А» - узловая ПС 500/110/10 с двумя автотрансформаторами АТДЦТН-250000/500/110 мощностью 250 МВА с регулированием под напряжением в нейтрали (+8×11,8%, -8×11,8% ступеней).Схема ОРУ 500 кВ выполнена с 3/2 выключателя на присоединение, т.е. на каждое присоединение приходится 1,5 выключателя, что повышает надёжность электроснабжения и ремонтопригодность оборудования ПС, т.к. она является радиальной. Схема ОРУ 110 кВ выполнена с двумя рабочими и обходной системой сборных шин с шиносоединительным и обходным выключателями и с одним выключателем на цепь. От системы шин находятся в работе при фиксированном распределении всех присоединений. Это увеличивает надёжность схемы. ЗРУ 10кВ выполнено по схеме с одной секционированной системой шин, соединённой в кольцо. Применение ячеек КРУ уменьшает время монтажа и стоимость ЗРУ 10кВ.Раздел 3. Составление вариантов сети и предварительный анализ их технико-экономических показателей.Проектируемая электрическая сеть должна обеспечить надёжное электроснабжение потребителей, требуемое качество электроэнергии и экономичность эксплуатации сети.Часть потребителей, проектируемой сети могут относиться к потребителям первой категории, тогда они должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания, и перерыв в их электроснабжении может быть допущен только на время автоматического ввода резервного питания. В данном случае, этим требованиям соответствует двойная радиальная сеть, кольцевая сеть с одним или несколькими источниками питания и многоконтурная сеть. Поэтому в качестве примера, рассмотрим варианты двойной радиальной и смешанной сети.Выбор конфигурации сети.Рисунок 3 – Варианты двойных радиальных сетей.Оба варианта предусматривают питание подстанций двухцепными линиями от подстанции «А».Рассмотрим 2 варианта смешанных сетей.Вариант 3 представляет собой 2 замкнутых кольца.Кольцо А –1 –2 –3 –А выполнено двухцепными линиями на участках А –1 и А –3, а на участках 1 –2 и 2 –3 – одноцепными линиями.Кольцо А – 4 – 5 –А выполнено одноцепными линиямиВариант 4 предусматривает питание подстанции 2 двухцепной линией от ПС-А, питание ПС-4 двухцепной линией с ответвлением от линии А – 2. КольцоА – 3 – 4 – 5 –А выполнено двухцепными линиями на участках А – 3 и А – 5, а на участках 3 – 4 и 4 – 5 – одноцепными линиями.По рекомендациям МУ МГОУ часть II согласно табл.1 стр.7 принимаем номинальное напряжение для линий электропередачи.Вариант 1.Расчёт потокораспределения в сети.Расчёт потокораспределения выполняем без учёта потерь мощности в сети и мощности, генерируемой линиями.=34.49=18.3=16.19=18.35=10.22=52.07Принимаем во всех точках напряжение равным номинальному и определяем рабочие токи в линиях по формуле:Ii=Sin⋅3⋅Uном⋅103А (14)где Ii ток на i-том участке;Si -полная мощность на i-том участке;n-количество линий на i-том участке;Uном- номинальное напряжение на i-том участке.Выбор сечений проводов. Выбор сечений проводов линий электросетей является технико-экономической задачей.Экономически целесообразному сечению будет соответствовать минимум приведённых затрат по линиям. Такому условию соответствуют сечения, выбранные по экономической плотности тока,FЭ=Iijэмм2 (15)где Fэ экономически целесообразное сечение проводов; Ii ток на i-том участке; jэ- экономическая плотность тока. Принимаем:jэ =0,8для алюминиевых проводовпри Тм=5600 часов по табл.2, стр.9, МУ МГОУ часть II. (Спр.Файбисовича, 2009 г., стр. 91, 92, табл. 3.12, 3.13).В зависимости от класса номинального напряжения для ограничения коронирования проводов в ПУЭ установлены минимальные допустимые диаметры и соответствующие им сечения проводов воздушных линий. Согласно Главе 2.5. ПУЭ, "ВОЗДУШНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ 1 KB", минимальный диаметр проводов ВЛ, по условиям короны, для ВЛ 110 кВ равен 11,4 мм, что соответствует сечению 70 мм2, (АС-70/11).Проверка сечения проводов по условию нагрева в аварийном режиме.Iп.ав