В данном курсовом проекте
рассматривается развитие районной электрической сети в связи с ростом нагрузок
и подключением новых потребителей электроэнергии.
Для обеспечения электроснабжения
потребителей необходимо задействовать второй источник питания (предполагается,
что первый источник питания не может покрыть рост нагрузки). В качестве второго
источника выступает узловая подстанция энергосистемы.
Исходными данными являются: конфигурация
и параметры существующей сети (мощности и тип трансформаторов, схемы
подстанций, напряжения и сечения проводов линий), географическое расположение
новых пунктов, данные о потребителях электроэнергии (графики нагрузок,
коэффициенты мощности, номинальные напряжения, состав потребителей по
категориям надёжности), а также данные об источниках питания (тип, напряжение
на шинах в различных режимах, коэффициент мощности генераторов). Исходя из
этого, необходимо охарактеризовать электрифицируемый район, новых потребителей
и источник питания, определить потребную району активную мощность и энергию,
составить баланс реактивной мощности в проектируемой сети. После этого
составляются не менее двух вариантов развития сети, для каждого из которых
определяются параметры устанавливаемого при развитии оборудования (линии,
трансформаторы у потребителей) и проверяется по техническим ограничениям ранее
установленное оборудование, оказавшееся в более тяжёлых условиях в связи с
ростом потребления, а также выбираются схемы ОРУ на новых и реконструируемых
подстанциях. Затем для рассмотренных вариантов производится
технико-экономический расчёт, по результатам которого выбирается наиболее
экономичный вариант развития сети.
Для выбранного варианта
производится расчёт и анализ основных рабочих и двух послеаварийных режимов
работы с помощью ЭВМ, а также осуществляется регулирование напряжения у
потребителей. Завершающим этапом проекта является определение основных
технико-экономических показателей спроектированной сети.
Развитие сети происходит в
районе города Смоленска. Смоленская область располагается в центре
Восточно-европейской равнины, в западной части Российской Федерации. Особенности
физико-географического положения определяют основные черты природы области -
умеренно-континентальный климат, преобладание возвышенностей и малых рек; широкое
распространение лесов и древесно-подзолистых почв.
На территории области
преобладают всхолмленные и волнистые равнины. Средняя высота поверхности над
уровнем моря около 200 метров. Возвышенности занимают 61%, низменности - 39%
площади области.
Климат Смоленской области
умеренно континентальный с хорошо выраженными сезонами года. Лето сравнительно
тёплое и влажное, зима умеренно холодная с постоянным снежным покровом. Среднегодовая
температура воздуха изменяется по области от 3,4°С
на северо-востоке до 4,8°С на юге. Максимальная
температура воздуха +36°С, минимальная
- 32°С. Годовая норма осадков
изменяется по области от 630 до 730 мм. Относительная влажность воздуха в
среднем за год изменяется по области от 79 до 82%. Среднемесячные значения
ветра составляют в тёплый период - 3-4 м/с, в холодный - 4-5 м/с. Район по
ветру - I.
Из опасных метеорологических
явлений на территории области наиболее часты гололёд и грозы. Дней с гололёдом
по области в среднем за год бывает от 13 до 20, с сильной грозой - 1-2 дня за
лето. Число часов грозовой активности - от 40 до 60 в год. Район по
гололёдности - III. Нормативная толщина стенки гололёда
на высоте 10 метров от земли с повторяемостью 1 раз в 10 лет С = 15 мм. [3]
Из полезных ископаемых на
территории области находится только бурый уголь. В регионе развиты такие
отрасли промышленности как машиностроение и металлообработка, легкая,
химическая, строительных материалов и пищевая промышленности.
Районная электрическая сеть
питает пять пунктов потребителей электроэнергии. Согласно исходным данным
добавляется ещё один пункт нагрузки (шестой) и происходит значительный рост
нагрузки в пунктах 2 и 4. Эти три пункта и охарактеризуем.
В пункте 2 наибольшая зимняя
нагрузка возросла с 40 МВт до 51 МВт. Максимум нагрузки наблюдается с 16 до 20
ч. Состав потребителей по категориям надёжности: 50% потребителей I категории, 30% - II категории и 20%
- III категории. Коэффициент мощности нагрузки равен
0,92.
В пункте 4 максимум нагрузки
вырос с 9 до 20 МВт. Состав потребителей по категориям надёжности: 15% - I категории, 15% - II категории и 70% - III категории. Коэффициент
мощности нагрузки равен 0,9. Максимум нагрузки наблюдается с 16 до 20 часов.
В пункте 6 нагрузка представлена
крупным предприятием. Состав потребителей по категориям надёжности: 25%
потребителей I категории, 25% - II
категории и 50% - III категории. Коэффициент мощности
нагрузки равен 0,92. Максимум нагрузки наблюдается с 8 до 16 часов и составляет
19 МВт.
Во всех пунктах номинальное
вторичное напряжение сети - 10кВ, летняя нагрузка составляет 50% от зимней.
Согласно исходным данным вторым
источником питания является недавно сооружённая узловая подстанция 500/110/10
кВ. Необходимую сети мощность следует выдавать с шин 110 кВ по двухцепной
линии, поскольку во всех пунктах нагрузки имеются потребители I
категории.
Необходимость ввода второго
источника питания связана с увеличением нагрузки в уже питаемых пунктах и
добавлением двух новых пунктов нагрузки.
Средний номинальный коэффициент
мощности генераторов системы, в которую входит район - 0,95.
Напряжения на шинах источников
питания составляют при наибольших нагрузках - 105%, при наименьших - 101%, при
тяжелых авариях в питающей сети - 105%.
На рисунке 1 представлена схема
сети до реконструкции, новые пункты и источник.
Рис.1.1 Географическое
расположение пунктов.
Все ВЛ двухцепные, подстанции
двухтрансформаторные. Сечение проводов существующих линий, мощности
трансформаторов, нагрузка потребительских пунктов до и после реконструкции
представлены ниже.
Вывод: в данной главе была
охарактеризована районная электрическая сеть, состоящая из двух источников
питания и шести пунктов потребления электроэнергии, дано описание
электрифицируемого района.
Потребная мощность сети равна сумме
максимальной зимней нагрузке:
,
Где -
потребная мощность сети, - максимальная
зимняя нагрузка. Построим графики нагрузки для каждого из пунктов в именованных
единицах:.
Для зимнего графика нагрузки
найдем максимальную суммарную активную и реактивную мощности нагрузки,
графически просуммировав графики нагрузки всех пунктов, а также найдём активные
мощности источников питания без учёта потерь:
;
;
,
где , -
активные мощности пунктов 2 и 4 до роста нагрузки.
Таблица 2.1 Суммирование
графиков нагрузки каждого пункта для зимы.
t, час
0 - 4
4 - 8
8 - 12
12 - 16
16 - 20
20 - 24
До развития
, МВт
4,4
17,6
22
22
13,2
4,4
, МВт
8
24
32
32
40
8
, МВт
9,2
13,8
23
18,4
9,2
9,2
, МВт
1,8
5,4
7,2
7,2
9
1,8
, МВт
4,8
7,2
12
9,6
4,8
4,8
, МВт
28,2
68
96,2
89,2
76,2
28,2
После развития
, МВт
4,4
17,6
22
22
13,2
4,4
, МВт
10,2
30,6
40,8
40,8
51
10,2
, МВт
9,2
13,8
23
18,4
9,2
9,2
, МВт
4
12
16
16
20
4
, МВт
4,8
7,2
12
9,6
4,8
4,8
, МВт
3,8
15,2
19
19
11,4
3,8
, МВт
36,4
96,4
132,8
125,8
109,6
36,4
, МВт
28,2
68
96,2
89,2
76,2
28,2
, МВт
8,2
28,4
36,6
36,6
33,4
8,2
Для всех пунктов летняя нагрузка
составляет 50% от зимней.
Принимаем активную мощность
источника питания ИП-1 ограниченной и равной значению РИП сети до
реконструкции:
Рассчитаем наибольшую активную
мощность балансирующего источника питания ИП2:
Потребная мощность сети:
Найдем годовое потребление
электроэнергии. Оно складывается из зимнего и летнего потребления с учётом
числа дней:
Потребная реактивная мощность
складывается из суммарной реактивной максимальной мощности нагрузки, потерь
реактивной мощности в трансформаторах и в линиях за вычетом зарядной мощности
линий.
Считаем
Потери реактивной мощности в
трансформаторе составляют приблизительно 10% от суммарной максимальной полной
мощности нагрузки.
МВАр
МВА
Потери реактивной мощности в
трансформаторе:
МВАр
Найдем суммарную максимальную
реактивную мощность нагрузки, путем графического суммирования графиков нагрузки
каждого пункта:
Таблица 2.3 Суммирование
графиков нагрузки каждого пункта.
t, час
0 - 4
4 - 8
8 - 12
12 - 16
16 - 20
20 - 24
, Мвар
2,01
8,02
10,02
10,02
6,01
2,01
, Мвар
4,35
13,04
17,38
17,38
21,73
4,35
, Мвар
4, 19
6,29
10,48
8,38
4, 19
4, 19
, Мвар
1,93
5,81
7,75
7,75
9,69
1,93
, Мвар
2, 19
3,28
5,47
4,37
2, 19
2, 19
, Мвар
1,62
6,48
8,09
8,09
4,86
1,62
, Мвар
16,29
42,92
59, 19
55,99
48,67
16,29
, Мвар
8,15
21,46
29,6
28,0
24,34
8,15
Потребная реактивная мощность:
МВАр
Реактивная мощность источников
питания:
МВАр
cosjГ = 0,95 Þ tgjГ = 0,328
Во всех пунктах устанавливаются
компенсирующие устройства БСК.
Мощность компенсирующих
устройств:
Желаемая реактивная мощность в
каждом пункте:
;
Для шестого пункта:
cosj6 = 0,92 Þ tgj6 = 0,426
МВАр Þ выбираем компенсирующие устройства УК-10 - 900,
количество 4 шт.
Действительная реактивная
мощность КУ6:
QКУ6действ.
= 900×4×10-3 = 3,6 МВАр
Реактивная мощность нагрузки с
учётом компенсации: