Развитие районной электрической сети

Развитие районной электрической сети

Содержание

Введение

1. Анализ исходных данных

1.1 Характеристика электрифицируемого района

1.2 Характеристика потребителей

1.3 Характеристика источника питания

2. Потребление активной и баланс реактивной мощности в проектируемой сети

2.1 Определение потребной району активной мощности и энергии

2.2 Составление баланса реактивной мощности

3. Конфигурация, номинальное напряжение, схема электрических соединений, параметры основного электрооборудования сети

3.1 Составление рациональных вариантов схем развитие сети

3.2 Выбор (проверка) напряжения

3.3 Выбор (проверка) сечений проводов

3.4 Выбор (проверка) трансформаторов у потребителей

3.5 Технико-экономическое обоснование наиболее рационального варианта

4. Расчёты параметров основных режимов работы сети

4.1 Составление схемы замещения сети и определение её параметров

4.2 Расчёт и анализ режима наибольших нагрузок

4.3 Расчёт и анализ режима наименьших нагрузок

4.4 Расчёт и анализ послеаварийного режима

5. Регулирование напряжения сети

6. Определение основных технико-экономических показателей спроектированной сети

Приложения

Заключение

Библиографический список

Введение

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.

1. Анализ исходных данных

1.1 Характеристика электрифицируемого района

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.

1.2 Характеристика потребителей

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.

1.3 Характеристика источника питания

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.

2. Потребление активной и баланс реактивной мощности в проектируемой сети

2.1 Определение потребной району активной мощности и энергии

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.

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:

,

где

 - число зимних дней в году;

=165 - число летних дней в году;

 - суточное потребление энергии зимой;

 - суточное потребление энергии летом.

Полученные результаты сведем в таблицу 2.2

Таблица 2.2 Годовое потребление электроэнергии.

2.2 Составление баланса реактивной мощности

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.

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:

Q¢6MAX = Q6MAX - QКУ6действ. = 8,09- 3,6 = 4,49 МВАр

 Þ cosj¢6 = 0,973

Расчёт остальных компенсирующих устройств сведём в таблицу:

Таблица 2.3 - Расчёт компенсирующих устройств.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13