Проектирование электрической сети напряжением 35-110 кВ

3.Допустимую температуру провода по условию механической прочности для сталеалюминие-вых проводов рекомендуется принимать равной 100 °С. Допустимая температура по условию сохранения допустимых габаритов ВЛ должна рассчитываться с учетом реальной токовой нагрузки ВЛ и климатических параметров.

4.Необходимо различать нормальный, утяжеленный и аварийный режим по токовой перегрузке ВЛ. В аварийном режиме необходимо выполнять автоматическое отключение части нагрузки устройствами САОН.

5.Разработана программа «Мониторинг ВЛ», позволяющая оперативно решать весь комплекс вопросов, связанных с расчетом нагрузочной способности воздушных линий электропередачи по температуре и гололедно-ветровым нагрузкам.

2. АНАЛИЗ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ

2.1 Характеристика электрифицируемого района

Районная электрическая сеть будет расположена в Брянской области. Брянская область расположена в центральной части Восточно-Европейской равнины в западной части Русской равнины, занимая среднюю часть бассейна Десны и лесистый водораздел между нею и Окой (на водоразделе двух крупных речных систем – Днепровской и Волжской).

 Крайние точки: северная 54° с. ш., южная 52° 10’ с. ш., западная 31° 10’ в. д., восточная 35° 20’ в. д. Площадь области 34,9 тыс.кв.м. Протяженность с запада на восток 270 км, с севера на юг - 190 км. Население 1361,1 тыс.человек, в том числе городское - 930,7 тыс., сельское - 430,4 тыс.человек. Плотность населения - 39 человека на 1 кв.км.

Климат умеренно континентальный. Зима относительно мягкая и снежная, лето теплое. Средняя температура января - -7-9 градусов по Цельсию, июля - 18-19 градусов. Среднегодовое количество осадков 560-600 мм.

На территории области преобладают всхолмленные и волнистые равнины. Средняя высота поверхности над уровнем моря около 200 метров. Возвышенности занимают 61%, низменности - 39% площади области.

Относительная влажность воздуха в среднем за год изменяется по области от 79 до 85% . Среднемесячные значения ветра составляют в тёплый период - 3-4 м/с, в холодный - 4-5 м/с. Из опасных метеорологических явлений на территории области наиболее часты гололёд и грозы. Дней с гололёдом по области в среднем за год бывает от 19 до 29, с сильной грозой - 1 -2 дня за лето. Число часов грозовой активности -от 49 до 69 в год.

2.2 Характеристика потребителей

К источнику питания подключено пять пунктов потребителей, в состав которых входят потребители I, II, III категорий (таблица 1.1.)

Таблица 1.1.

Для всех пунктов летняя нагрузка составляет 55 % от зимней.

2.3 Характеристика источника питания

В качестве ИП выступает конденсационная электрическая станция (КЭС).

Напряжение на шинах ИП при наибольших нагрузках 106 %;

при наименьших нагрузках 100%;

при тяжелых авариях в питающей сети 106%.

Средний номинальный коэффициент мощности генераторов источника питания 0,92

Стоимость 1  потерянной электроэнергии 1,5 коп.

Конденсационные электростанции на органическом топливе в настоящее время обеспечивают основную долю производства электроэнергии в энергосистеме России. На КЭС используются энергоблоки мощностью 150 и 200 МВт с параметрами пара 13 МПа 565 °С и мощностью 300, 500, 800 МВт с параметрами пара 24 МПа 540 °С. КЭС может работать на различных видах топлива: уголь, мазут, газ. Основное топливо газ, а мазут выступает в качестве резервного топлива.

В данной главе представлен анализ исходных данных: характеристика электрифицируемого района – Брянской области, характеристика потребителей пяти пунктов, величина их нагрузки, категорийность потребителей, приведена характеристика источника питания - КЭС. Также представлены графики нагрузки потребителей, напряжение на шинах ИП, номинальные коэффициенты мощности.

3. ПОТРЕБЛЕНИЕ АКТИВНОЙ И БАЛАНС РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В ПРОЕКТИРУЕМОЙ СЕТИ

Целью составления балансов мощности энергосистем является определение потребности в мощностях источников, обеспечивающих покрытие максимальных нагрузок энергосистем с заданной степенью надежности.

3.1 Определение потребной району активной мощности и энергии

Потребная району мощность определяется по формуле:

где  - потребная району мощность:

 - пиковая активная мощность, потребляемая районом;

 - потери активной мощности в сети; предварительно считаем их равными 5% от .

Таблица 3.1.

Суммарная активная нагрузка района (/), МВт

= 76 МВт = 1,05·76=79,8 МВт

Мощность источника МВт

3.2 Составление баланса реактивной мощности

Баланс мощности определяется уравнением:

где  - потребная району реактивная мощность;

 - пиковая реактивная мощность, потребляемая районом;

 - потери реактивной мощности в линиях;

 - потери реактивной мощности в трансформаторах;

 - мощность, выделяемая ЛЭП в сеть

= 

Ориентировочные потери реактивной мощности в трансформаторах:

= 10%·= 0,1·8,26 МВАр

Таблица 3.2.

Суммарная реактивная нагрузка района (/), МВАр

=32,42 МВАр

 = +=32,42+8,26=40,68 МВАр

Где  - реактивная мощность, выдаваемая ИП:

- коэффициент мощности ИП

 = 79,8= 26,23 МВАр

= -

Где  - мощность компенсирующих устройств

 = 40.68-26.23 = 14.14 МВАр

 Компенсирующие устройства распределяются из условия равенства  у пунктов потребителей. Определяют средневзвешенный .

= 0,97

Для i-го потребителя необходимая мощность компенсирующих установок определяется по формуле:

=5,152 МВАр

=3,472 МВАр

= 1,715 МВАр

=4,347 МВАр

=2,604 МВАр

Таблица 3.3.

Выбор компенсирующих установок в пунктах.

Новые коэффициенты мощности определяем по формуле:

=0,974

=0,972

=0,971

=0,97

=0,971

Таблица 3.4.

Расчет новых коэффициентов мощности пунктов.

3.3 Определение годового потребления электроэнергии сетью

В расчете используем суточное потребление электроэнергии зимой и летом, а также количество зимних и летних суток.

W год = *+* МВт*ч

где  = ∑(*) МВт*ч

= ∑(*) МВт*ч

- величина неизменной активной мощности на интервале времени  зимнего суточного графика

- то же, летнего суточного графика

- количество зимних суток

- количество летних суток.

При расчете принимаем количество зимних суток равным 200, количество летних – 165.

 = 36.4*4+66,8*4+76*4+57,2*4+59,2*4+30,8*4 = 1305,6 МВт*ч

W год = 1305,6*200 + 1305,6*0,55 * 165 = 379603,2 МВт*ч

В этой главе для каждого пункта были построены графики нагрузок, затем, сложив графики, нашли максимум и часы, в которые достигается максимум нагрузки. Далее была рассчитана потребная району активная мощность и годовое потребление электроэнергии, составлен баланс реактивной мощности и выбраны компенсирующие устройства, также были рассчитаны параметры нагрузки с учетом компенсации реактивной мощности (, ), необходимые для дальнейших расчетов.

4. КОНФИГУРАЦИЯ, НОМИНАЛЬНОЕ НАПРЯЖЕНИЕ, СХЕМА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ, ПАРАМЕТРЫ ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ СЕТИ

4.1 Составление рациональных вариантов схем сети

На первом этапе было составлено четыре варианта схем сети.

Масштаб 10 км в клетке.

Рис. 4.1. Схема сети №1 Рис. 4.2. Схема сети №2

Рис. 4.3. Схема сети №3 Рис. 4.4. Схема сети №4

Критерием выбора схемы являются:

 - надежность электроснабжения электроэнергией потребителей;

 - относительная дешевизна схемы.

 В ходе анализа было установлено, что схема № 3 имеет узловую подстанцию в пункте 2 (три линии одинакового напряжения), а в схеме №1 питание пункта 1 через 5 приводит к значительному увеличению сечения линии ИП-5, т.к. нагрузка пункта 5 значительно меньше пункта 1. Оба варианта приводят к удорожанию сети, следовательно, использование схемы №1 и схемы №3 нецелесообразно. Расчет производим для схем №2 и №4.

4.2 Выбор напряжения

Номинальное напряжение элементов сети влияет на технико-экономические показатели.

Для выбора напряжения сети используют формулу Илларионова, которая дает значение напряжения, экономически выгодного для передачи.

где L – длина линии, км

P – максимальная передаваемая мощность в расчете на одну цепь, МВт.

Выбор напряжения линий для схемы №2

Линия ИП-1.

= 32 МВт

Таблица 4.1.

Суточный график активной нагрузки на линии ИП-1, МВт

Страницы: 1, 2, 3, 4