Проектирование сетевого района

Введение

В данном курсовом проекте разрабатывается  электрическая сеть напряжением 35-110 кВ, предназначенная для электроснабжения промышленного района, содержащего шесть предприятий или населенных пунктов. Электроснабжение этих пунктов осуществляется от крупной узловой подстанции энергосистемы «А». В ходе расчета выбирается номинальное напряжение линии, схема сети, параметры линий и трансформаторов. Рассчитывается компенсация реактивной мощности, параметры схемы замещения сети и основных режимов ее работы. Определяются основные технико-экономические показатели сети.

 

 

1. Выбор номинального напряжения сети

Номинальное напряжение определяется передаваемой активной мощностью и  длиной линии электропередач. Поэтому для заданной конфигурации на рисунке 1.1 необходимо определить распределение активных мощностей в схеме. Для замкнутых фрагментов схем сети предполагается, что все ее участки выполнены проводами одного сечения, поэтому потокораспределение находится по длинам линий.

 Для определения потоков  активных мощностей, протекающих по ЛЭП, линии, образующие кольцо преобразуем в цепь с двухсторонним питанием, как показано на рисунке 1.2. Затем рассчитываем потоки активных мощностей в линиях без учета потерь по правилу моментов. В двухцепных линиях уменьшаем длину в два раза.

Рисунок 1.1 – Конфигурация сетевого района

Рисунок 1.2 – Цепь А-1-2-3-4-А с двухсторонним питанием

Длины линии  электропередач равны:

l₁₂ = 17 км;

l₂₃ = 11 км;

l₃₄ = 17 км;

l_4A = 28 км;

l_A1 = 25 км;

l_A5 = 33 км;

l₅₆ = 18 км.

Определим потоки активных мощностей, протекающих по ЛЭП:

МВт;

МВт;

МВт;

МВт;

Проверка:

;

47,3 + 27,7 = 30 + 17 + 7 + 21;

75 = 75;

МВт;

МВт;

МВт.

Для определения напряжения в одноцепных линиях используют формулу:

.           (1.1)

Для двух одноцепных линий:

;           (1.2)

Полученные  значения округляют до ближайшего номинального значения напряжения.

Найдем напряжения в линиях, используя формулы (1.1) и (1.2):

кВ;

 кВ;

 кВ;

 кВ;

 кВ;

 кВ;

 кВ;

В итоге получим, что линии А-1, 1-2, 2-3, 3-4, А-4, А-5 нужно выполнять на напряжение 110 кВ, линию 5-6 – на 35 кВ.

 

2. Выбор мощности компенсирующих устройств

Обмен энергии в магнитных и  электрических полях различных  устройств переменного тока обуславливают потребление этими устройствами индуктивной или емкостной реактивной мощности. Потребление емкостной реактивной мощности эквивалентно генерации индуктивной. Основными потребителями реактивной мощности являются  асинхронные двигатели, индукционные электрические печи, сварочные аппараты.

По аналогии с активной энергией для реактивной также различают  полезное потребление и потери. Для питающих сетей энергосистем в качестве полезной принимается реактивная мощность, выдаваемая с шин вторичного напряжения понизительных подстанций. Основные потери реактивной мощности имеют место в повышающих и понижающих трансформаторах и в линиях электропередачи.

Генерация реактивной мощности осуществляется в таких установках, как синхронные компенсаторы, батареи  конденсаторов, СТК, которые называются компенсирующими устройствами, а  выработку реактивной мощности этими устройствами – компенсацией реактивной мощности.

Компенсация реактивной мощности существенно влияет на значение мощностей нагрузок подстанций, а значит и на выбор номинальной мощности трансформаторов, сечений проводов линий электропередачи, на потери напряжения и мощности в сети.

Установка компенсирующего  устройства (КУ) условно принимается  на шинах низшего напряжения подстанции. Наиболее широкое распространение  получили комплектные конденсаторные установки. Необходимая мощность батарей  конденсаторов, устанавливаемых на каждой подстанции, набирается параллельным включением конденсаторных установок.

Для расчета  компенсации реактивной мощности по заданным рассчитаем коэффициент мощности:

;           (2.1)

;

;

;

;

;

.

Наибольшая реактивная мощность определится как:

;           (2.2)

Мвар;

Мвар;

Мвар;

Мвар;

Мвар;

 Мвар;

Предельная (приведенная) реактивная мощность:

,           (2.3)

где ;

 Мвар;

 Мвар;

 Мвар;

 Мвар;

 Мвар;

 Мвар.

Для обеспечения перетоков  реактивной мощности по элементам сети, соответствующих величине Q_пр в каждом пункте необходимо установить дополнительные компенсирующие установки мощностью:

;           (2.4)

 Мвар;

 Мвар;

 Мвар;

 Мвар;

 Мвар;

 Мвар;

Для расчета  выбираем из стандартного ряда компенсирующие устройства, которые необходимо установить на подстанции для компенсации . Причем, если на подстанции установлено два трансформатора, то устанавливаются две одинаковые группы компенсирующих устройств, вырабатывающие мощность /2. (один трансформатор должен вырабатывать мощность соизмеримую с )

На п/ст 1 устанавливаем набор КУ мощностью:

 Мвар;

На п/ст 2 устанавливаем набор КУ мощностью:

 Мвар;

На п/ст 3 устанавливаем набор КУ мощностью:

 Мвар;

На п/ст 4 устанавливаем набор КУ мощностью:

 Мвар;

На п/ст 5 устанавливаем набор КУ мощностью:

 Мвар;

На п/ст 6 устанавливаем набор КУ мощностью:

 Мвар;

Расчетная реактивная мощность каждого участка определится  как:

;           (2.5)

 Мвар;

 Мвар;

 Мвар;

Мвар;

Мвар;

Мвар.

 

Результаты расчетов приведены  в таблице 2.1.

 

Таблица 2.1 – Результаты расчетов компенсации реактивной мощности

Пункт	1	2	3	4	5	6
, МВт	30	17	7	21	5	8
	0,54	0,646	0,724	0,646	3,62	5,38
, Мвар	16,2	10,98	5,07	13,57	3,62	5,38
	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4	0,4
, Мвар	12	6,8	2,8	8,4	2	3,2
, Мвар	4,2	4,18	2,27	5,17	1,62	2,18
Кол-во тр.	2	2	2	2	1	1
, Мвар	2,1	2,09	1,135	2,585	1,62	2,18
Выбранное количество и тип КУ на 1 секцию	4·0,45 + + 0,3 = = 2,1	4·0,45 + + 0,3 = = 2,1	2·0,45 + + 2·0,1125 = = 1,125	5·0,45 + + 0,3 = = 2,55	3·0,45 + + 0,3 = = 1,65	3·0,45 + + 2·0,3 + + 0,225 = 2,175
, Мвар	12	6,78	2,82	8,47	1,97	3,205

 

Рассчитываем потоки реактивных  мощностей, протекающих по линиям сети, изображенной на рисунке 1.1 и рисунке 1.2, пользуясь правилом моментов для кольцевых схем и законом Кирхгофа для узлов сети:

Мвар;

Мвар;

Проверка:

;

;

;

Мвар;

Мвар;

Мвар;

Проверка:

;

0,164 + 2,656 = 2,82;

2,82 = 2,82.

 

 

3. Выбор сечений и марок проводов линий электропередачи

3.1 Выбор сечений  и марок проводов ЛЭП

Правила устройства электроустановок (ПУЭ) рекомендуют  производить выбор сечений проводов воздушных линий (ВЛ) электропередачи по экономической плотности тока, значения которой приводятся в зависимости от типа проводника и времени использования наибольшей нагрузки Т_нб.

Зная потоки активных и реактивных мощностей, запишем потоки полных мощностей, протекающих в линиях:

, МВА;          (3.1)

 МВА;

 МВА;

 МВА;

 МВА;

 МВА;

 МВА;

 МВА.

Определим токи на участках сети в режиме ее максимальных нагрузок:

, А;          (3.2)

 А;

 А;

 А;

 А;

 А;

 А;

 А.

Значение экономической плотности тока при Т_нб = 5300 ч для сталеалюминевых проводов будет равно 1.

Экономические сечения проводов для всех участков сети определятся как:

, мм    (3.3)

Так как значение экономической плотности тока равно 1, то экономические сечения проводов будут численно равны значениям  токов в режиме максимальных нагрузок соответствующих участков сети.

Выберем марки проводов для  участков сети по экономическому сечению и занесем имеющиеся данные по выбору сечения проводов ЛЭП в таблицу 3.1. Выбранная марка провода должна иметь сечение не меньше, чем 70 мм².

Таблица 3.1 – Выбор марки проводов и проверка их по нагреву.

Линия	, МВА	, кВ	Количество цепей nл	, А	, мм	Марка провода	, А	Отключения ЛЭП	, А
А1	47,3 + j18,944	110	2	134	134	АС-150	212 117	А4 А1	445
12	17,3 + j6,944	110	1	98	98	АС-120	254,5 64	А4 А1	380
23	0,3 + j0,164	110	1	2	2	АС-70	158 32	А4 А1	265
34	6,7 + j2,656	110	1	38	38	АС-70	119 72 136	А4 А1 12	265
56	8 + j3,205	35	1	142	142	АС-150	–	–	445
А4	27,7 + j11,126	110	1	157	157	АС-185	191 255	А1 12	510
А5	13 + j5,175	110	1	73	73	АС-95	–	–	330