реферат, рефераты скачать Информационно-образоательный портал
Рефераты, курсовые, дипломы, научные работы,
реферат, рефераты скачать
реферат, рефераты скачать
МЕНЮ|
реферат, рефераты скачать
поиск
Районные электрические сети

Районные электрические сети

Исходные данные


- Масштаб: в 1 клетке -8 км;

- Коэффициент мощности на подстанции "А": 0,9д о.е.;

- Напряжение на шинах подстанции "А", кВ: Umax=117 кВ, Uавар=109 кВ;

- Число часов использования максимальной нагрузки Тmax= 4500 ч. ;

- Максимальная нагрузка на подстанциях: Pmax,1= 17 МВт, Pmax,2= 23 МВт, Pmax,3=30МВт, Pmax,4= 27 МВт; Pmax,5= 20МВт

- Коэффициенты мощности нагрузки на подстанциях имеют следующие значения: cos φ1= 0,79; cos φ2= 0,8; cos φ3= 0,81; cos φ4= 0,81; cos φ5= 0,8.

Выбираем следующие схемы (рис. 1, 2)



1. Выбор рациональной схемы


Выбор рациональной схемы сети производится на основе технико-экономического составления ряда ее вариантов. Сопоставляемые варианты обязательно должны отвечать условиям технической осуществимости каждого из них по параметрам основного электрооборудования, а также быть равноценными по надежности электроснабжения потребителей, относящихся ко второй категории.

Основное назначение электрических сетей состоит в обеспечении надежного электроснабжения потребителей энергосистемы электроэнергией надлежащего качества. Оно должно осуществляться при соблюдении требований к технико-экономическим показателям сети, т.е. при экономически оправданных и по возможности минимальных затратах.


2.Выбор номинального напряжения электрической сети


Предварительный выбор номинального напряжения Uн линий производят совместно с разработкой схем сети, т.к. они взаимно дополняют друг друга. Все элементы электрической сети, а также электроприемники выполняются на определенное номинальное напряжения и могут работать при значениях напряжения, отличающихся от номинального лишь с некоторыми допусками. Все элементы сети обладают определенными сопротивлениями, поэтому токи в них вызывают изменение напряжения, в результате комплексные значения напряжения во всех узлах сети получаются различными.

Величина Uн зависит от передаваемой мощности. Напряжение, для выбранного варианта конфигурации электрической сети предварительно определим по формуле Г.А. Илларионова:

Uном=(1)


где L - длина линии, км; P - передаваемая мощность на одну цепь, МВт.

В отличие от других экспериментальных выражений приведенная формула дает удовлетворительные результаты для всей шкалы номинальных напряжений переменного тока в диапазоне от 35 до 1150 кВ.

Для определения напряжения необходимо сначала определить длину линии и соответствующие передаваемые мощности: км; км; км; км;км; км

Рассчитаем перетоки активных мощностей без учета потерь мощности.

Представим простейший замкнутый контур в виде линии с двухсторонним питанием (рис.3) и определим соответствующие мощности. Задаем направление мощности. Если при расчете получается отрицательное значение мощности, то меняется направление мощности.

Рассмотрим одноцепную линию А-1-2-А



По первому закону Кирхгофа определим распределение мощности :



Рассмотрим двухцепные линии



Теперь мы можем определить номинальные напряжения для каждой линии по формуле (1):



Исходя из полученных результатов, видно, что схема 1 электрической сети будет выполняться на напряжение

Для определения напряжения необходимо сначала определить длину линии и соответствующие передаваемые мощности: км; км; км;км; км; км

Рассчитаем перетоки активных мощностей без учета потерь мощности:

Рассмотрим одноцепную линию А-3-4-А



По первому закону Кирхгофа определим распределение мощности :



Определим мощности, передаваемые по двухцепным линиям:



Определяем номинальное напряжение сети:



Исходя из полученных результатов, видно, что схема 2 электрической сети будет выполняться на напряжение


3. Баланс активной и реактивной мощности в электрической сети


Основной целью составления баланса мощности является обеспечение работы электрической системы с допустимыми параметрами во всех режимах в течение года. Баланс составляется отдельно для активной и реактивной мощности. Следует отметить, что реактивная мощность нагрузки электрической системы в большей мере, чем активная, определяется потерями сети. Чем ближе к месту потребления реактивной мощности устанавливаются компенсирующие устройства, тем меньше значения передаваемой по элементам сети реактивной мощности и тем выше уровень напряжения в сети. Все это приводит к уменьшению потерь реактивной мощности в сети и к снижению суммарной установленной мощности компенсирующих устройств.

В процессе эксплуатации составление баланса мощности приходится выполнять систематически в целях выяснения условий работы электрической системы и ее отдельных частей с учетом фактического наличия оборудования, его текущего состояния и роста нагрузок.

Согласно формуле


(2)

определим наибольшую суммарную активную мощность, потребляемую в проектируемой сети, где

К-коэффициент наибольшей нагрузки п/ст, равный от 0,95 до 0,96;

∆Pc – суммарные потери мощности в сети в долях от суммарной нагрузки п/ст, принимается равным 0,05


.


Для дальнейших расчетов определим наибольшую реактивную нагрузку i-го узла  [Мвар] и наибольшую полную нагрузку i-го узла [МВ·А]:


,(3)

,(4)


где Рнб,i – максимальная активная нагрузка i- ого узла.

Для 1-ой подстанции:



Для 2-ой подстанции:



Для 3-ей подстанции:


Для 4-ой подстанции:



Для 5-ой подстанции:



Для 1-ой подстанции:



Для 2-ой подстанции:



Для 3-ей подстанции:



Для 4-ой подстанции:



Для 5-ой подстанции:


Потребителями реактивной мощности в энергосистеме являются электроприемники промышленных предприятий, электрифицированный железнодорожный и городской транспорт, маломощная двигательная нагрузка населенных мест, в последнее время широкое применение бытовых приборов и люминесцентных светильников привело существенному увеличению реактивной мощности. Значительная реактивная мощность теряется при ее передачи. Наибольшие потери имеют место в трансформаторах. Для оценки потерь реактивной мощности в трансформаторах воспользуемся формулой (5):


(5)


Так как мы рассматриваем электрическую сеть 110/10 кВ, то  примем равным 1, выбираем из таблицы 4.9 [1] в соответствии с данными нашей сети.


.


Суммарную наибольшую реактивную мощность, потребляемую с шин электростанции или районной подстанции, являющихся источниками питания для проектируемой сети определим по формуле:


(6)


Для воздушных линий 110 кВ в первом приближении допускается принимать равными потери и генерации реактивной мощности в линиях, т.е. 0.

Отсюда:



4. Выбор типа, мощности и места установки компенсирующих устройств


В электрических сетях устанавливают так называемые компенсирующие устройства. Компенсирующими устройствами называют установки, предназначенные для компенсации емкостей или индуктивной составляющей переменного тока. Условно их разделяют на:

а) устройства для компенсации реактивной мощности, потребляемой нагрузками и в элементах сети,- синхронные двигатели и поперечно включаемые батареи конденсаторов

б) устройства для компенсации реактивных параметров линии – продольно включаемые батареи конденсаторов, поперечно включаемые реакторы.

Компенсирующие устройства, кроме генерации реактивной мощности, потребляют некоторую активную мощность. При расчете рабочего режима мы эти величины не будем учитывать, так как они оказывают сравнительно малое влияние на параметры режима.

Итак, полученное значение суммарной потребляемой реактивной мощности  сравниваем с указанным на проект значением реактивной мощности , которую экономически целесообразно получать из системы в проектируемую сеть.


,(7)

где  - коэффициент мощности на подстанции “А”.



При  в проектируемой сети должны быть установлены компенсирующие устройства, суммарная мощность которых определяется по формуле (8).


 (8)


Определим мощность конденсаторных батарей, которые должны быть установлены на каждой подстанции по формулам (9) и (10).

Так как проектируется сеть 110/10кВ то базовый экономический коэффициент реактивной мощности , а , т.е.


(9)


Таблица 1

№ узла

Количество КУ

Тип КУ

1

4

УКЛ – 10,5 – 2250 У3

2

4

УКЛ – 10,5 – 2700 УЗ

3

4

УКЛ – 10,5 – 3150 УЗ

4

4

УКЛ – 10,5 – 3150 У3

5

4

УКЛ – 10,5 – 2250 У3


Для 1-го узла:

Для 2-го узла:

Для 3-го узла:

Для 4-го узла:

Для 5-го узла:


Определим реактивную мощность, потребляемую в узлах из системы с учетом компенсирующих устройств:


,(11)


где Qk,i – мощность конденсаторных батарей, которые должны быть установлены на каждой подстанции, Мвар.



Полная мощность в узлах с учетом компенсирующих устройств:


,(12)


где Qi – реактивная мощность, потребляемая в узлах из системы с учетом компенсирующих устройств, Мвар.



5. Выбор силовых трансформаторов понизительных подстанций


Количество трансформаторов выбирается с учетом категорий потребителей по степени надежности. Так как по условию курсового проекта, на всех подстанциях имеются потребители 1-ой категории и , то число устанавливаемых трансформаторов должно быть не менее двух.

В соответствии с существующей практикой проектирования мощность трансформаторов на понижающих подстанциях рекомендуется выбирать из условия допустимой перегрузки в послеаварийных режимах до 30% в течение 2 часов. По [3, табл. 5.18] выбираем соответствующие типы трансформатора. Полная мощность ПС № 1 , поэтому на ПС № 1 необходимо установить два трансформатора мощностью .

Результаты выбора трансформаторов приведены в таблице 2.


Таблица 2

№ узла

Полная мощность в узле, МВ·А

Тип трансформатора

1

17,7

2

24

3

31,7

4

28,1

5

20,8

Данные трехфазных двухобмоточных трансформаторов 110 кВ приведены в таблице 6.9 [1]. Запишем данные наших трансформаторов в таблицу 3.


Таблица 3


16

25

Пределы регулирования

115

115

10,5

10,5

10,5

10,5

85

120

19

27

0,7

0,7

4,38

2,54

86,7

55,9

112

175


6. Выбор сечения проводников воздушных линий электропередач


Существует несколько способов для выбора сечения проводников воздушных линий электропередач:

По условиям экономичности

По допустимым потерям напряжения

По условиям нагрева

Определим распределение полной мощности (без учета потерь в линиях) в проектируемой сети.

Схема 1

Рассмотрим линию с двухсторонним питанием (А-1-2-А)


По первому закону Кирхгофа определим переток мощности :



Рассмотрим двухцепные линии



Схема 2.

Рассмотрим линию с двухсторонним питанием (А-5-4-А)



По первому закону Кирхгофа определим переток мощности :



Рассмотрим двухцепные линии



Расчетную токовую нагрузку линии определим по выражению:


,(13)


где αi – коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации лини, для линий 110 – 220кВ принимается равным 1,05, что соответствует математическому ожиданию этого коэффициента в зоне наиболее часто встречающихся темпов роста нагрузки;

 - коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии Тмахс. Выбирается по [ табл. 3.табл.3,13]. ;

Iнб – ток линии на пятый год ее эксплуатации в нормальном режиме, определяемый для линии питающей и распределительной сети из расчета режима соответствующего максимальной нагрузки энергосистемы.

В нормальном режиме работы сети наибольший ток в одноцепной линии равен :


(14)


В двухцепной линии:


(15)


Схема 2.

Тогда расчетная токовая нагрузка линии А – 1 в нормальном режиме:



В линии А – 3:



В линии A – 2:



В линии А – 4:



В линии А – 5:



В линии 5 – 4:


Исходя из напряжения, расчетной токовой нагрузки, района по гололеду, материала опор и количества цепей в линии по [табл. 7.8, 1] выбираются сечения сталеалюминевых проводов. Для линии 110кВ наименьшее сечение сталеалюминевого провода равно 120 мм2. Использование проводов сечением 70 мм2 и 95 мм2 согласно [ табл. 9.5, 1] экономически не выгодно и не целесообразно. Так для линии А – 1 выбираем АС – 120;

Для А – 2: АС – 120

Для А – 3: АС – 120

Для А – 4: АС – 120

Для А – 5: АС – 120

Для 4 – 5: АС – 120

Проверка выбранных сечений по допустимому нагреву осуществляется по формуле: (16) где  - наибольший ток в послеаварийном режиме, А;  - допустимый ток по нагреву, А [3, табл. 3.15].

Превышение температуры проводника над температурой окружающей среды зависит от количества выделяемого в нем тепла, следовательно от квадрата длительного прохождения по нему тока, а также от условий его охлаждения. Работа проводов и кабелей по условиям их нагрева считается допустимой, если при заданной величине тока температура проводника не превышает допустимого значения. Ток допустимый из формулы (16) зависит от удельной электрической проводимости материала и диаметра проводника. В практических расчетах сетей обычно пользуются годовыми таблицами длительно допустимых токов нагрузки на провода и кабели из различных материалов и при различных условиях прокладки. Таким образом, условие проверки выбранного сечения по нагреву записывается в виде формулы (16).

Наибольшая токовая нагрузка в послеаварийном режиме будет иметь место при отключении одной цепи линии.


Аварийные токи:


Страницы: 1, 2



© 2003-2013
Рефераты бесплатно, рефераты литература, курсовые работы, реферат, доклады, рефераты медицина, рефераты на тему, сочинения, реферат бесплатно, рефераты авиация, курсовые, рефераты биология, большая бибилиотека рефератов, дипломы, научные работы, рефераты право, рефераты, рефераты скачать, рефераты психология, рефераты математика, рефераты кулинария, рефераты логистика, рефераты анатомия, рефераты маркетинг, рефераты релиния, рефераты социология, рефераты менеджемент.