Расчет схем районной электрической сети
Казанский Государственный Энергетический Университет
Расчётно-пояснительная записка к курсовому проекту
по дисциплине «Передача и распределение электроэнергии»
РАСЧЕТ СХЕМ РАЙОННОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Выполнил: Хусаинов А.Р.
Группа: МЭП-1-07
Приняла: Куракина О. Е.
Казань 2010 г.
Исходные данные
- Масштаб: в 1 клетке -9 км;
- Средний коэффициент мощности на подстанции "А", отн.ед. 0,93;
- Напряжение на шинах подстанции "А", кВ: ;
- Число часов использования максимальной нагрузки ;
- Максимальная активная нагрузка на подстанции, МВт:, , , , ;
- Коэффициенты мощности нагрузки на подстанциях имеют следующие значения: , , , , .
Выбор номинального напряжения электрической сети
Для выбранного варианта конфигурации электрической сети предварительно определим экономически целесообразное напряжение по формуле.
Для этого необходимо определить длину линии и соответствующие передаваемые мощности:
;
;
;
;
;
;
Рассчитаем перетоки активных мощностей без учета потерь мощности.
По первому закону Кирхгофа определим распределение мощности :
Определим мощности, передаваемые по двухцепным линиям:
Экономически целесообразными напряжениями для соответствующих линий являются:
Исходя из полученных результатов, видно, что выбранная схема электрической сети будет выполняться на напряжение
Длина линий
;
;
;
;
;
;
;
Определяем перетоки мощности:
Экономически целесообразными напряжениями для соответствующих линий являются:
Баланс активной и реактивной мощности в электрической сети
Определим наибольшую суммарную активную мощность, потребляемую в проектируемой сети , :
.
Для дальнейших расчетов определим наибольшую реактивную нагрузку i-го узла [Мвар] и наибольшую полную нагрузку i-го узла [МВ·А]:
,
,
где Рнб,i – максимальная активная нагрузка i- ого узла.
Так как мы рассматриваем электрическую сеть 110/10 кВ, то примем равным 1.
.
Суммарную наибольшую реактивную мощность, потребляемую с шин электростанции или районной подстанции, являющихся источниками питания для проектируемой сети, определим по формуле (2.3). Для воздушных линий 110 кВ в первом приближении допускается принимать равными потери и генерации реактивной мощности в линиях, т.е. 0.
Отсюда
Выбор типа, мощности и места установки компенсирующих устройств
Полученное значение суммарной потребляемой реактивной мощности сравниваем с указанным на проект значением реактивной мощности , которую экономически целесообразно получать из системы в проектируемую сеть.
, (8.3)
где - коэффициент мощности на подстанции “А”.
При в проектируемой сети должны быть установлены компенсирующие устройства, суммарная мощность которых определяется по формуле (2.5).
Определим мощность конденсаторных батарей, которые должны быть установлены на каждой подстанции по формулам (2.7) и (2.8).
Так как проектируется сеть 110/10кВ, то базовый экономический коэффициент реактивной мощности
,
,
,
,
.
Таблица 1
|
№ узла |
Количество КУ |
Тип КУ |
|
1 |
4 |
УКРМ – 10,5 – 3400 У3 |
|
2 |
4 |
УКРМ – 10,5 – 2500 У3 |
|
3 |
4 |
УКРМ – 10,5 – 2050 У3 |
|
4 |
4 |
УКРМ – 10,5 – 1700 У3 |
|
5 |
4 |
УКРМ – 10,5 – 2950 У3 |
Определим реактивную мощность, потребляемую в узлах из системы с учетом компенсирующих устройств:
, (8.4)
где Qk,i – мощность конденсаторных батарей, которые должны быть установлены на каждой подстанции, Мвар.
Для 1-го узла:
Полная мощность в узлах с учетом компенсирующих устройств:
, (8.5)
где Qi – реактивная мощность, потребляемая в узлах из системы с учетом компенсирующих устройств, Мвар.
Выбор силовых трансформаторов понизительных подстанций
Количество трансформаторов выбирается с учетом категорийности потребителей по степени надежности. Так как, по условию курсового проекта, на всех подстанциях имеются потребители 1 категории и , то число устанавливаемых трансформаторов должно быть не менее двух.
В соответствии с существующей практикой проектирования и согласно ПУЭ, мощность трансформаторов на понижающих подстанциях рекомендуется выбирать из условия допустимой перегрузки в послеаварийных режимах до 30% в течение 2 часов. По [2, табл. П7] выбираем соответствующие типы трансформатора. Полная мощность
ПС № 1 , поэтому на ПС № 1 необходимо установить два трансформатора мощностью .
Для ПС № 1:
Для ПС № 2:
Для ПС № 3:
Для ПС № 4:
Для ПС № 5:
Результаты выбора трансформаторов приведены в таблице 2.
Таблица 2
|
№ узла |
Полная мощность в узле, МВ·А |
Тип трансформаторов |
|
1 |
31,32 |
|
|
2 |
22,97 |
|
|
3 |
17,73 |
|
|
4 |
14,6 |
|
|
5 |
29,26 |
Данные трехфазных двухобмоточных трансформаторов 110 кВ приведены в таблице 3.
Таблица 3
|
Справочные данные |
||
|
25 |
16 |
|
|
Пределы регулирования |
||
|
115 |
115 |
|
|
10,5 |
11 |
|
|
10,5 |
10,5 |
|
|
120 |
86 |
|
|
27 |
21 |
|
|
0,7 |
0,85 |
|
|
2,54 |
4,4 |
|
|
55,9 |
86,8 |
|
|
175 |
112 |
Выбор сечения проводников воздушных линий электропередачи
Определим распределение полной мощности (без учета потерь в линиях) в проектируемой сети.
Ι
ΙΙ
Расчетную токовую нагрузку определим по формуле:
, (8.6)
где αi – коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии, для линий 110 – 220кВ принимается равным 1,05;
- коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии Тмах,
В нормальном режиме работы сети наибольший ток в одноцепной линии равен:
В двухцепной линии:
Ι
ΙΙ
Ι
Для А – 1: АС – 120;
Для A – 2: АС – 120;
Для А – 3: АС – 120;
Для А - 5': АС – 120;
Для 5 – 5': АС – 120;
Для А - 4: АС – 120;
Для 2 – 3: АС – 120;
ΙΙ
Для A – 1: АС – 120;
Для А – 5: АС – 120;
Для 1 – 4: АС – 120;
Для A – 3: АС – 120;
Для A – 2: АС – 120;
Для A – 4: АС – 120;
Для 2 – 3: АС – 120.
Проверка выбранных сечений по допустимому нагреву осуществляется по формуле: где - наибольший ток в послеаварийном режиме, А; - допустимый ток по нагреву, А.
Наибольшая токовая нагрузка в послеаварийном режиме будет иметь место при отключении одной цепи линии.
Ι
