Методичні вказівки до виконання курсового проекту з дисципліни «Електричні системи та мережі» для студентів спеціальності 090603 icon

Методичні вказівки до виконання курсового проекту з дисципліни «Електричні системи та мережі» для студентів спеціальності 090603




НазваМетодичні вказівки до виконання курсового проекту з дисципліни «Електричні системи та мережі» для студентів спеціальності 090603
Сторінка1/3
Дата24.10.2012
Розмір0.91 Mb.
ТипМетодичні вказівки
  1   2   3


Міністерство освіти і науки, молоді та спорту України

Криворізький технічний університет

Кафедра електропостачання та ресурсозбереження





Методичні вказівки

до виконання курсового проекту

з дисципліни

«Електричні системи та мережі»

для студентів спеціальності 6.090603

«Електротехнічні системи електроспоживання»

усіх форм навчання


Кривий Ріг

2011


Укладач : Пархоменко Р.О., ст. викладач


Рецензент: Сінолиций А.П., д.т.н., проф..


Відповідальний за випуск: Щокін В.П., канд. техн. наук, доц.


Методичні вказівки містять техніко – економічні розрахунки варіантів схем електричної мережі гірничопромислового району та основних режимів роботи електричної мережі. Наведено список рекомендованої літератури.



Розглянуто на засіданні кафедри ЕПР.

Протокол № 5 від 08. 10. 2010р.


Схвалено на вченій раді електро-

технічного факультету.

Протокол № 1

від 27. 10. 2010 р.



ЗМІСТ


ВВЕДЕННЯ. ............................................................................................. 3


^ 1. ВИБІР КОНФІГУРАЦІЇ ТА СХЕМ ЕЛЕКТРИЧНИХ МЕРЕЖ РАЙОНУ.

..................................................................................................................... 6


2. ВИБІР ПАРАМЕТРІВ ОСНОВНОГО ЕЛЕКТРООБЛАДНАННЯ. .... 15


^ 3. ПОРІВНЯННЯ ВАРІАНТІВ ТА ВИБІР КІНЦЕВОЇ СХНМИ МЕРЕЖІ. ..

..................................................................................................................... 24


4. РОЗРАХУНОК БАЛАНСУ РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ, ВИБІР ТА

РОЗМІЩЕННЯ КОМПЕНСУЮЧИХ ПРИСТРОЇВ. ............................. 28


5. РОЗРАХУНКИ РОБОЧИХ РЕЖИМІВ ЕЛЕКТРИЧНОЇ МЕРЕЖІ. .... 33


6. РЕГУЛЮВАННЯ НАПРУГИ МЕРЕЖІ. ................................................ 43


^ 7. ВИЗНАЧЕННЯ ОСНОВНИХ ТЕХНІКО – ЕКОНОМІЧНИХ

ПОКАЗНИКІВ СПРОЕКТОВАНОЇ МЕРЕЖІ. ...................................... 46


8. ТЕМИ ПОГЛИБЛЕНОГО ВІДПРАЦЮВАННЯ. .................................. 47


9. ДОДАТКИ.................................................................................................. 48


10. СПИСОК РЕКОМЕНДОВАНОЇ ЛІТЕРАТУРИ. ................................... 57


ВВЕДЕННЯ


Тема курсового проекту «Районна електрична мережа».

Курсовий проект виконується з метою поглиблення знаннь з дисципліни «Електричні системи та мережі» та придбання практичних навичок в проектуванні районних електричних мереж.

Зміст курсового проекту є розробкою технічного проекту електричної мережі гірничопромислового району.


^ Коротка характеристика гірничопромислового району


Для підключення навантажень промислового району передбачено п’ять знижуючих підстанцій споживачів ПС 1 – 5 . Споживачі пунктів прийому електричної енергії головним чином відносяться до до крупних гірничорудних підприємств – гірничо-збагачувальним комбінатам (ГЗК) та рудникам. В склад ГЗКу входять енергоємні виробництва: кар’єри для видобутку руди; рудопідготовчі (дробарні, дробарно – сортувальні), збагачувальні та ошматувальні (агломераційні і окомковальні ) фабрики; енергетичні об’єкти (для водопостачання та хвостового господарства потужні насосні та пульпонасосні станції, для теплопостачання теплові станції та котельні); тягові знижуючі підстанції змінного однофазного струму промислової частоти 10 кВ або постійного струму 1,65 кВ для електропостачання електрифікованих залізничних доріг кар’єрного транспорту; допоміжні об’єкти.

В склад рудника входять шахти для підземного видобутку руди та потужне стационарне ( під’ємне, вентиляторне, компресорне та водовідливне ) устаткування.

Від вказаних пунктів передбачається також живлення інших ( сторонніх ) промислових, комунально – побутових та сльськогосподарських споживачів в довколишній терріторії району.

У відповідності до схеми розвитку району джерелами живлення проектуємої мережі прийнято шини потужних опорних районих підстанцій (РПС), які входять до складу крупної енергетичної мережі.

В методичних вказівках передбачено 30 варіантів завдання, номер якого обирається по списку групи.

В завданні на курсовий проект (додаток 1) позначені наступні вихідні дані:

а) координати розташування джерел живлення (РПС) та пунктів прийому електроенергії (ПС 1 – 5) на місцевості задані на малюнку ІІІ, а масштаб ситуаційного плану – в табл. ІІІ;

б) дані про споживачів: значення максимальних розрахункових навантажень Рmax, cos та номінальні напруги на стороні НН та СН трансформаторів споживачів; склад споживачів по вимагаємої надійності електропостачання – споживачі ГЗКів відносяться переважно до ІІ, частково – до І категорії; споживачі рудників – до 50 % навантаження до І категорії, решта переважно до ІІ категорії.

Для всіх пунктів споживання Тmax передбачається однаковим, відношення Smin / Smax приведено в завданні;

в) відомості про джерела живлення: центрами живлення електроенергією є дві РПС енергосистеми з автотрансформаторами та напругою 330/110(150) кВ, що містять розподільче устаткування (РУ) відповідно 110(150) та 330 кВ; вказані робочі рівні напруги на шинах РПС в нормальному та післяаварійному режимах при максимальних навантаженнях;

г) відомості про кліматичні умови району.


Зміст та оформлення проекту


В проекті повинні бути розроблені наступні основні питання:


^ 1. ВИБІР КОНФІГУРАЦІЇ І СХЕМ ЕЛЕКТРИЧНИХ МЕРЕЖ РАЙОНУ.

1.1. Вибір номінальної напруги мережі.

1.2. Принципи побудови електричної мережі.

1.3. Складання схем електричної мережі району.

1.4. Попереднє порівняння варіантів мережі по натуральним показникам.

1.5. Обгрунтування необхідності місця розташування ЦРП.


^ 2. ВИБІР ПАРАМЕТРІВ ОСНОВНОГО ЕЛЕКТРООБЛАДНАННЯ.

2.1. Вибір трансформаторного обладнання на підстанціях району.

2.2. Наближене визначення приведених навантажень підстанцій.

2.3. Наближений розрахунок потокорозподілу.

2.4. Вибір перетинів та марок дротів на ділянках мережі.

2.5. Розрахунок втрат потужності та електроенергії.


^ 3. ПОРІВНЯННЯ ВАРІАНТІВ ТА ВИБІР КІНЦЕВОЇ СХЕМИ МЕРЕЖІ.

3.1. Техніко – економічні розрахункки.

3.2. Опис роботи схеми в аварійних режимах.


4. РОЗРАХУНОК БАЛАНСУ РЕАКТИВНОЇ ПОТУЖНОСТІ. ВИБІР І РОЗМІЩЕННЯ КОМПЕНСУЮЧИХ ПРИСТРОЇВ В МЕРЕЖІ.


^ 5. РОЗРАХУНКИ РОБОЧИХ РЕЖИМІВ ЕЛЕКТРИЧНОЇ МЕРЕЖІ.

5.1. Складання розрахункових схем.

5.2. Визначення приведених та розрахункових навантажень підстанцій.

5.3. Визначення потокорозподілу в мережі.

5.4. Розрахунок рівней напруги в вузлах мережі.

5.5. Розрахунок нормальних режимів при мінімальних навантаженнях та післяаварійних режимів.

5.6. Виконання розрахунків електричної мережі на ЕОМ.


^ 6. РЕГУЛЮВАННЯ НАПРУГИ В МЕРЕЖІ.


7. ВИЗНАЧЕННЯ ОСНОВНИХ ТЕХНІКО – ЕКОНОМІЧНИХ

ПОКАЗНИКІВ СПРОЕКТОВАНОЇ МЕРЕЖІ.


8. ТЕМИ ПОГЛИБЛЕНОГО ВІДПРАЦЮВАННЯ.


Оформлення курсового проекту вказано в додатку 2.


^ МЕТОДИЧНІ ВКАЗІВКИ ДО ВИРІШЕННЯ ОСНОВНИХ ПИТАНЬ

КУРСОВОГО ПРОЕКТУ


1. ВИБІР КОНФІГУРАЦІЇ ТА СХЕМ ЕЛЕКТРИЧНИХ МЕРЕЖ РАЙОНУ

1.1. Вибір номінальної напруги мережі

Це найважливіший етап проектування електричноі мережі, тому що від правильного вибору номінальної напруги залежать економічні показники (капітальні витрати, експлуатаційні витрати) і технічні характеристики мережі.

Номінальні напруги електричних мереж встановлені діючим стандартом. Напруга проектуємої живлячої мережі зазвичай обумовлена технічними умовами енергосистеми та можливістю кільцювання з існуючою мережею району. В об’єднаній енергетичній системі (ОЕС) України знайшла використання система напруг 110(150)-330-750кВ. Напруга 110 кВ призначена для розподілювальних мереж енергосистем і електропостачання промислових підприємств та вузлів.

Напруга 150 кВ призначена для мереж, виконуючих ті самі функції, що й мережа 110 кВ, але мережі 150 кВ отримали розповсюдження лише в системі Дніпроенерго, де зосереджені основні гірничорудні підприємства Украіни, та в ряді примикаючих до неї сусідніх енергосистем. Тому використання цієї напруги дозволяється для розвитку існуючих мереж у вказаному районі.

Орієнтоване значення найвигіднішої напруги для всієі шкали номінальних напруг змінного струму 35-1150 кВ може бути попередньо визначено за емпіричним виразом


U= (1)


де L - довжина лінії, км; Р - передаваєма активна потужність, МВт.

На основі досліду проектування електричних мереж вибір напруги може бути проведнено по даним, приведеним в таблиці 1.


Таблиця 1. Залежність напруги від параметрів передачі.

Номінальна напруга, кВ

Потужність навантаження на один ланцюг, МВт

Відстань передачі або довжина ліній, км

35

5 – 20

5 - 20

110

15 – 60

50 - 100

150

50 – 100

75 - 150

220

150 - 300

150 -300


Приведені орієнтовні оцінювання величини найвигіднішої напруги мережі дозволяє намітити орієнтовне число можливих номінальних напруг для подальшого порівняння.

Для вибора потрібно визначити Р та L. Довжина ділянки мережі визначається по виразу

, (2)

де - коефіцієнт нелінійності траси, ; - масштаб, км/мм; - довжина на малюнку ІІІ (додаток І), мм.

Сумарна розрахункова потужність навантаження району може бути визначена за формулами:

активна =; (3)

реактивна ; (4)

повна (5)

де , - розрахункові навантаження споживачів району;

Ку.м. - коефіцієнт участі споживачів у створені максимуму навантаження енергосистеми, який приймається для районних підстанцій таким, що дорівнює Ку.м.=0.9-0.95;

, -втрати активної і реактивної потужності в лініях районноі мережі та трансформаторах підстанцій споживачів.

До вибору ліній і трансформаторів при попередніх розрахунках проводиться приблизна оцінка втрат потужності. При цьому в мережах 110(150) кВ вони можуть бути прийняті (∆Р в % від ∑Рі; ∆Q в % від ∑Qі): в ПЛ - 3 для активних і 4-6 для реактивних втрат; в трансформаторах – 2 для активних і 8-12 для реактивних втрат. Потужність генеруєма ПЛ (одноланцюговими) може оцінюватися наступним чином: для мереж 110 кВ – 30 кВАр/км, для мереж 150 кВ – 50-55 кВАр/км.


1.2.Принципи побудови електричної мережі


Вибір схеми електричної мережі включає: вибір схеми побудови, вибір схеми з’єднання і вибір схем комутації (з’єднання обладнання) підстанцій. Під першим розуміється вибір числа ступенів трансформації, рівня надійності електропостачання і т.п.; під другим – вибір напрямку зв’язку (схем з’єднання ліній) між окремими підстанціями (граф мережі); під третім – злагодженість принципових схем підстанцій зі схемами з’єднання ліній.

Загальною тенденцією побудови схем є використання глибоких вводів, зведення до мінімуму кількості мережених ланок і ступенів трансформації.

Побудова (вибір схем з’єднання) електричних мереж району повинна проводитися в залежності від таких факторів: характеру споживачів і співвідношення навантажень окремих ПС, взаємного розташування (відстані) пунктів споживання і центрів живлення (ДЖ), кількості ПС і РПС , їх технічних параметрів. Намічені схеми і конфігурація проектуємої мережі повинні бути простими і в той же час задовольняти пред’явленим до них вимогам надійності у відповідності з категорією приєднаних споживачів, забезпечення електричної енергії споживачів у відповідності з ДГСТом; зручність експлуатації і можливість подальшого розвитку мережі, економічності, безпеки.

Побудова електричної мережі включає вибір їх конфігурації (схем з’єднання ліній). В процесі проектування встановлюється найбільш цілеспрямована конфігурація електричної мережі, яка передбачає отримання електроенергії навантаженнями за найменшою відстанню. Основою раціональної побудови мережі є використання простих типів конфігурації. Основними видами конфігурації електричної мережі є: розімкнуті мережі (енергія подається з однієї сторони) –радіальні і магістральні, нерезервовані і резервовані; замкнуті прості мережі, в яких приєднанні до них навантаження живляться з двох сторін, - кільцеві, петлеві, з двохстороннім живленням (з двома пунктами живлення на кінцях).

Розімкнуту та замкнуту мережу можна виконати різними схемами, які володіють різними властивостями і техніко-економічними показниками.

Для живлення з переважаючими навантаженнями I і II категорії використовують резервовані схеми мереж, які забезпечують живлення споживачів не менш як від двох незалежних джерел живлення (різних РПС, секцій (систем) шин однієї РПС і т.п.). З різних типів конфігурацій мереж для розподілення електроенергії в середині розвинутих промислових районів з споживачами такої категорії можуть розглядатися: різні варіанти найбільш простих радіальних і магістральних розімкнутих мереж з резервуванням –подвійних схем за рахунок дублювання лінії (на одній або різних опорах), тобто прокладання до однієї підстанції двох ліній, при цьому у нормальному режимі лінії і трансформатори працюють окремо, кожний ланцюг живить своє навантаження; прості замкнуті мережі, які опираються на два ДЖ – для надійного живлення відповідальних споживачів, які не терплять довгих перерв в електропостачанні.

До переваг радіальних і магістральних подвійних мереж відноситься забезпечення резервування живлення споживачів, можливість приключення окремих ліній до різних шин ДЖ, простота релейного захисту, наглядність схеми, можливість приєднання підстанцій за простішими схемами, рівномірне завантаження обох ЛЕП, що відповідає мінімуму втрат.

Недоліками розімкнутих резервованих схем мережі є:

1) відносно великі втрати потужності і енергії в мережі в порівнянні з втратами в замкнутих мережах, оскільки розподілення потужності в розімкнутій мережі є вимушеним і визначається навантаженнями споживачів і умовами балансу потужності в вузлах;

2) значна вартість мережі в наслідок великого запасу за пропускною здібністю мережі, яку використовують лише в післяаварійних режимах роботи;

3) наявність, хоча б і недовгої, перерви в електропостачанні, що небажано для відповідальних споживачів окремих підприємств, для яких мінімально допустимий час перерв, не викликаючи великих збитків, вельми малий (То1 с).

Радіальні мережі ефективні при невеликих відстанях від споживачів до ДЖ і високих рівнях навантаження. Схеми з магістральними лініями використовують для декількох підстанціях, розташованих в одному напрямку; при цьому кількість відпаєчних підстанцій, що підключаються до лінії, залежить від навантаження і відповідальності споживачів. В разі масового відключення електроприймачів на всіх підстанціях не рекомендується приєднувати до однієї магістральної лінії більше двох-трьох підстанцій.

Конфігурації простих замкнутих резервованих мереж (в тому числі з двохстороннім живленням) в порівнянні з розімкнутими володіють перевагами і кращими показниками: більш високою надійністю електропостачання споживачів (практично може бути безперервним), оскільки при виході з ладу одного із ДЖ все навантаження може продовжувати живлення від другого ДЖ; більшою гнучкістю роботи, що виражається в кращому пристосуванні до роботи при різних режимах їх експлуатації, великою пропускною здатністю, можливість обхвату території мережами, створення «шин» між двома ДЖ для приєднання в разі необхідності нових підстанцій, тобто можливістю використання конфігурації довгий час без перетворення; зменшенням сумарної довжини ПЛ в порівнянні з приєднанням кожної підстанції «за найменшим шляхом»; можливістю приєднання підстанцій за спрощеними схемами; економічністю роботи внаслідок менших втрат потужності і енергії (при рівності напруг ДЖ), ніж в розімкнутих мережах; внаслідок дійсного перерозподілу потужностей (втрати потужності в замкнутій однорідній мережі мінімальні).

Недоліки цієї конфігурації: пропускна здібність кожної головної дільниці і потужність ДЖ повинні бути розраховані на повне навантаження всієї мережі; ймовірність неекономічного потокорозподілення при паралельній роботі мереж з різними напругами ДЖ.


^ Схема електричних з’єднань підстанцій

При виконанні курсового проекту питання вибору схем ПС розглядаються лише у зв’язку з наміченою схемою мережі. Cхеми ПС (мал.1) вибираються в залежності від призначення (тупикові, відгалуженні, прохідні в тому числі транзитні) і числа приєднань (ліній і трансформаторів).





Мал.1.Основні типи приєднання підстанцій до мережі:

а – тупикова з двома ПЛ, з одним ДЖ; б – відгалуженні від двох ПЛ з одним ДЖ; в – відгалуженні від двох ПЛ з двохстороннім живленням; г – прохідна, що приєднана шляхом заходу чотирьох ПЛ.



Рис.2.Типові схеми РУ 35-330 кВ підстанцій.


Схема електричних з’єднань ПС повинна забезпечити надійне електропостачання споживачів і надійний транзит потужності через підстанцію в нормальних, ремонтних та післяаварійних режимах. Головні схеми електричних з’єднань підстанцій вибирають з використанням типових схем РУ[2,6]. В мережах 35-220 кВ широко використовують підстанції, виконанні за простими схемами з мінімальною кількістю обладнання (без вимикачів або з обмеженим числом вимикачів) на первинній напрузі (на стороні ВН).

При радіальних і магістральних схемах на тупикових і відгалужених підстанціях 110(150)кВ, що живляться по двом лініям, використовують схему для збірних шин і вимикачів на первинній напрузі – два блоки "лінія –трансформатор" з встановленням відокремлювачів та короткозамикачів в ланцюгах трансформаторів і неавтоматичною ремонтною перемичкою (два послідовно увімкнених роз’єднувача) зі сторони живлячих ліній між ними (мал.2,а). В нормальному режимі перемичка розімкнута.

На прохідних підстанціях 110-220 кВ (при транзиті потужності або двохсторонньому живленні) використовують схеми зі збірними шинами з метою забезпечення зв’язку, необхідного для енергосистеми. При цьому для секціювання живлячих ліній використовують схеми з двома несекційними (рідше) або секційними вимикачами (рідше роз’єднувачами) робочими системами збірних шин. При цьому можливе різне з’єднання трансформаторів: в їх ланцюгах передбачують роз’єднувачі та відокремлювачі (мал.2,в) або вимикачі (мал.2,г). В схемі мал.2,в при пошкодженні трансформатор буде відключатися відокремлювачем (у безструмову паузу), а транзит потужності автоматично буде відновлюватися. В схемі мал.2,г при пошкодженні трансформатора не порушається живлення всіх інших підстанцій, зв’язаних з цими лініями.

Одна із типових схем РПС з автотрансформаторами і РУ з двома несекційованими системами шин і обхідною, а також схема увімкнення ПЛ районної мережі до шин СН РПС зображена на мал.2,д.


^ Схеми побудови електричних мереж району з гірничорудними підприємствами.

При проектуванні електричних мереж різних галузей крім загальних принципів слід враховувати конкретні умови. Властивості району великих гірничорудних підприємств, які формують вимоги до побудови електричної мережі, зводяться до наступного: переважають споживачі 1 та 2 категорій за надійністю електропостачання; за умовами технологічного процесу поточного виробництва рудопереробних, збагачувальних і окусковальних виробництв навіть короткочасна перерва призводить до припинення виробництва і значних збитків; живлення відбувається за дволанцюговими ПЛ від однієї або двох РПС; концентрація промислових комплексів з енергоємними підприємствами на порівняно невеликій території, що приводить до створення великих навантажувальних вузлів, великої густини навантажень і з відносно короткими лініями 110(150) кВ.

Використовуються наступні основні схеми мережі гірничопромислового району.

А. ^ Схеми розімкнутих мереж.

1. Електропостачання ПС споживачів району відбувається від РПС 330/110(150) кВ енергосистеми за магістральною схемою дволанцюговими лініями 110(150) кВ, до кожної з яких на відгалуженнях приєднуються декілька відгалужених ПС 110(150)/6-10-35 кВ з встановленням 2-6 трансформаторів; окремі підстанції споживачів значно віддаленні від проммайданчику підприємств і знаходяться ближче до РПС, підключаються відповідно до шин останніх самостійними радіальними двохланцюговими лініями (мал.2.а); для підстанцій приєднаних на відгалуженнях або таких, що живляться за дволанцюговими тупиковими ПЛ, використовується типова схема електричних з’єднань блок “лінія –трансформатор’’ (мал.1.а).

2. Електропостачання району здійснюється за радіальною схемою, коли кожна ПС підключається до РПС самостійною дволанцюговою ПЛ, яка дозволяє в перспективі виконувати підключення до ліній додаткових ПС (мал.3.б).

Б. ^ Схеми простих замкнутих мереж.

1. Електропостачання ПС району передбачається від двох опорних РПС; для прийому напруги, зв’язку між РПС і об’єднання їх на паралельну роботу одна із підстанцій споживачів виконується прохідною без розвинутого РУ ВН зі своїми трансформаторами і приєднується до мережі шляхом заходження двох самостійних дволанцюгових ліній від кожної РПС; в залежності від вимог енергосистеми секційні вимикачі увімкненні або відключенні (в останньому випадку схема представляє дві розімкнуті мережі); підключення трансформаторів на всіх останніх ПС здійснюється за спрощеною схемою через відокремлювачі та короткозамикачі відгалуженнями до обох ланцюгів наскрізної дволанцюгової ПЛ між двома РПС (мал.3.в).

2. Схема аналогічна попередній, але для підвищення надійності і секціювання мережі передбачається встановлення на стороні ВН усіх ПС секціонованих вимикачів (мал.3.г); така схема на практиці не реалізована, але може бути розглянута в проекті з урахуванням її переваг і недоліків (вартість і надійність вимикача, складність забезпечення релейного захисту лінії з великою кількістю відгалужень до ПС з трансформаторами значної потужності (63 МВА)).

3. Електропостачання підстанцій району здійснюється дволанцюговою ПЛ з двохстороннім живленням, при цьому дві підстанції для прийому напруги і зв’язку між РПС виконують прохідними без розвитого РУ ВН зі своїми трансформаторами, а підключення трансформаторів на всіх останніх ПС виконується до двостороннєживлячої замкнутої подвійної кільцевої мережі; при цьому один із трансформаторів ПС живиться від однієї, а інший – від другої РПС (мал.3,г); в нормальному режимі на ПС один із роз’єднувачів в секційних перемичках відключений і трансформатори підключенні до двох розімкнутих мереж від різних РПС і живлячих ліній; при ремонтних роботах обидва трансформатори ПС живляться від однієї РПС; у випадку необхідності мережа може бути замкнута.

4. Електропостачання району здійснюється від розподільчого пункту ВН з двостороннім живленням, поєднаного з однією із підстанцій споживачів (виконується у вигляді прохідної – транзитної центральної розподільчо-трансформаторної підстанції – ЦРП) для прийому і розподілення електроенергії, де частина отриманої від енергосистеми електроенергії трансформується для живлення найближчого вузла навантаження, а решта енергії з шин ЦРП без трансформації розподіляється на тій же напрузі між рештою ПС району. В окремих випадках, коли деякі ПС розташовані поблизу ліній зв’язку РПС – ЦРП і відаленні від ЦРП, живлення цих ПС може бути більш цілеспрямовано здійснютись від цих ліній. Можливі підваріанти повинні бути співставленні техніко – економічними розрахунками.

ЦРП має розвинуте ОРУ ВН з двома секційними робочими системами збірних шин, від якого по радіальним, магістральним, комбінованим радіально – магістральним лініям живляться останні тупикові і відпаєчні ПС (мал.3.д). З метою здешевлення і збереження достатньо великої надійності живлення ЦРП передбачають з мінімальною кількістю вимикачів – тільки секційні і в ланцюгах живлячих ліній від РПС (або тільки перші).

У нормальному режимі секційні вимикачі увімкнені. Підключення до ЦРП ліній що відходять до інших ПС району можливо через роз’єднувачі або вимикачі, а живлячих ліній через роз’єднувачі або відокремлювані. Вибір способу підключення ліній проводиться на основі техніко-економічного розрахунку з урахуванням надійності (частота відмов), котра визначається питомою частотою відмов ПЛ, довжиною ліній що відходять та живлячих ліній, їх співвідношенням (для перших значно менше, ніж для других), частотою відмов вимикачів (значно більшою, ніж ПЛ) та їх вартості. Мережа з двостороннім живленням та ЦРП в порівнянні з розімкненою мережею та іншими варіантами простої замкнутої мережі забезпечують найбільш економічний режим роботи ліній зв’язку з енергосистемою та підвищують надійність енергозабезпечення за рахунок резервування можливості живлення споживачів при повному згасанні однієї з РПС або одночасному відключенні обох ланцюгів живлючою ПЛ (із-за механічних пошкоджень підпор, тросів, фазних проводів або виходу в ремонт двох ланцюгів).


    1. Складання схем електричної мережі району


Різноманітність певних умов різних об’єктів району обумовлює різноманітність схем електричної мережі. Для електропостачання споживачів І та ІІ категорії мережа може бути виконана різноманітними конфігураціями та схемами з’єднань, кожна з яких володіє достоїнствами та недоліками: розімкненими (радіальними, магістральними, комбінованими), простими замкненими (з двостороннім живленням). При цьому в район можуть заводити декілька дволанцюгових ПЛ, забезпечивши передачу всієї необхідної напруги як у нормальному, так і в післяаварійному режимах роботи. Кожний з двох ланцюгів розраховується на повне навантаження.

Складання варіантів схем та топології проектуємої районної електричної мережі є практично достатньо складною задачею варіаційного характеру. При декількох вузлах (приймальних ПС), розташованих безпосередньо у найбільш великих вузлів використання електроенергії, місце розташування яких відоме (вибране по іншим умовам) та декількох джерелах живлення (ДЖ) число можливих схем та конфігурацій електричної мережі може бути дуже великим. Тому задача забезпечення енергією заданих споживачів не має однозначного рішення.

Для скорочення обчислювальної роботи складають технічно припустимі найбільш доцільні варіанти, котрі отримуються на основі розглядання загальних принципів побудови, наявного досвіду проектування та мистецтва проектування. При цьому проектування електричних мереж ведеться шляхом порівняння декількох варіантів, кількість яких отримується кінцевою, але відносно великою.

Складання варіантів схеми мережі повинно підкорятися певній стратегії. По-перше, передача потужності від РПС до пунктів споживання повинна відбуватися по найбільш коротким трасам з забезпеченням необхідних вимог при постачанні найбільш віддалених пунктів. По-друге, слід починати розробку варіантів з найбільш простих схем - радіальних, маючи на увазі можливості спорудження ПС без вимикачів на боці ВН, хоча такі схеми характеризуються, як правило, найбільшою сумарною довжиною. Скорочення довжини ліній можливо при переході до магістральних та замкнутих мереж.


    1. Попереднє порівняння варіантів мережі по натуральним показникам.


Порівняння варіантів мережі відбувається в два етапи. На першому етапі (в цьому розділі проекту) намічають 6-8 технічно доцільних конкурентоздатних варіантів схем мережі та порівнюють їх лише по основним натуральним кількісним показникам: сумарна довжина ліній (протягом їх трас), кількості чарунок з вимикачами і т. п.

Довжина ліній визначається з урахуванням непрямолінійності трас. Дійсна довжина ліній приймається на 5-15 (у середньому на 10) % більше довжини, виміряної по прямій лінії на плані району.

Для обчислення сумарної довжини дволанцюгових ліній еквівалентної по вартості одноланланцюговим лініям, необхідно довжину одного ланцюга зменшити в 1,6 разів для обліку зменшення вартості дволанцюгової ПЛ в порівнянні з двома одноланцюговими.

При інших приблизно рівних показниках перевага повинна віддаватись тім варіантам, в яких електроенергія передається по найбільш коротким трасам від ДЖ до ПС та менш коштовного обладнання (вимикачів).

На першому етапі по попередній оцінці з 6-8 варіантів схем з подальшого розглядання виключаються ті, які недоцільні по своїм натуральним показникам і залишається для розрахунку обмежене число (2) найбільш раціональних варіантів з кращими натуральними показниками.

При цьому для подальшого розглядання і порівняння повинні бути відібрані варіанти принципово різної конфігурації мережі: замкнених (з двостороннім живленням та ін.), розімкнених (радіально-магістральних), що володіючть різними техніко-економічними показниками.

На другому етапі два відібраних варіанти піддають техніко-економічному порівнянню по приведеним витратам та вибирають варіант з мінімальними приведеними витратами.

Також тут вказують, що такі два варіанти мережі прийняті до подальшого розгляду і аналізу: варіант І - живлення споживачів району передбачується по схемі ............ ; варіант ІІ - живлення по схемі ............. . Кожен з двох відібраних варіантів повинен бути ретельно розроблений з вибором схем всіх ПС, оскільки в подальших пунктах проекту всі розрахунки проводять для них.


    1. Обґрунтування необхідності і місця розміщення ЦРП в районній мережі.


В тих випадках, коли електрозабезпечення всіх або більшості ПС району доцільні від ЦРП, яка отримує живлення від двох РПС енергосистеми, необхідно обгрунтувати місце знаходження ЦРП.

Місце побудови ЦРП рекомендується вибирати в центрі електричних навантажень (ЦЕН), який характеризується координатами Х0 і Y0:


; ; (6)


де Рі – навантаження споживачів (ПС) 1-5; Xі і Yі- координати розміщення ПС на плані району.

Щоб не збільшувати число підстанцій, ЦРП необхідно сполучити з найближчою до ЦЕН підстанцією споживачів ПС.

Вважається доцільним побудова ЦРП для живлення споживачів району, якщо відстань від РПС до ЦРП в три і більше разів перевищує середньозважену відстань від ЦРП до споживачів (ПС) району, котра може бути визначена по формулі:

(7)

де Рі – потужність і-го споживача (ПС), МВт; Lі – відстань від і-го споживача (ПС) до ЦРП, км.


^ 2. ВИБІР ПАРАМЕТРІВ ОСНОВНОГО ЕЛЕКТРООБЛАДНАННЯ.


2.1. Вибір трансформаторного обладнання на підстанціях району.


Згідно стандарту трансформатори витримують на протязі не більше 5 діб перенавантаження в 1,4 номінальної потужності на час максимумів навантаження впродовж не більше 6 годин на добу. Тому при виборі одиничного навантаження трансформаторного обладнання на знижуючих підстанціях проектуємої мережі з урахуванням вказаного допустимого коефіцієнта перенавантаження і одним відключеним трансформатором на підстанціях використовують умови:

  • для двообмоткових трансформаторів

(8)

  • для триобмоткових трансформаторів

(9)

Де nT – кількість однотипних трансформаторів; nT 2;

- розрахункове максимальне навантаження підстанції в нормальному і післяаварійному режимах;

- розрахункові максимальні повні потужності навантаження відповідно на стороні середньої і низької напруги трансформатора.

Первинний вибір потужності трансформаторів виконується за розрахунковими навантаженнями, а потім уточнюється після вибору компенсуючих приладів.

Вибір кількості трансформаторів залежить від необхідності безпеки електрозабезпечення споживачів. На практиці проектування на підстанціях всіх категорій необхідне, як правило, встановлення двох трансформаторів. Якщо до складу навантаження підстанції входять споживачі I-ї категорії то число встановлених трансформаторів має бути не менше двох.

При існуючій шкалі номінальних потужностей трансформаторів можна значно знизити необхідну сумарну потужність на підстанціях при збільшенні кількості трансформаторів більше двох. Але, не зважаючи на це, капітальні витрати і експлуатаційні витрати вцілому на підстанціях одержують великими в наслідок зростання відносних витрат на 1 кВА з зменшенням одиничної потужності трансформатора. З врахуванням вище згаданого встановлення на підстанціях nT > 2 використовується, втому числі, в тих випадках, коли на підстанціях споживачів за техніко-економічними міркуваннями доцільне використання двох середніх напруг; коли для покриття навантаження не досить граничної потужності двох трансформаторів за існуючою шкалою.

На великих фабриках окусковання гірничорудних підприємств необхідно використовувати два рівні напруги – 6 і 10 кВ. Це обумовлено випуском двигунів потужністю 3-5 МВт тягодуттєвих машин (димотягів) тільки на напругу 10 кВ, на які в той же час не випускають двигуни потужністю менше 630 кВт. У вузлах навантаження необхідна також напруга 35 кВ. На первинну напругу 150 кВ за існуючою шкалою гранична потужність трансформатора 63 МВА .

Тому, крім двотрансформаторних підстанцій, для зменшення числа ПС в вказаних випадках передбачається встановлення від 3 до 6 трансформаторів (в останньому випадку 4 двообмоткових – по два з вторинною напругою відповідно 6 і 10 кВ і 2- триобмоткових з СН 35 кВ).

Для забезпечення допустимих нормованих відхилень рівня напруги у споживачів, всі трансформатори ПС слід приймати з приладами регулювання напруги під навантаженням (РПН). Автоматичне регулювання здійснюється блоком автоматичного управління і приводом БАК РПН.

Результати розрахунків вибору кількості і потужності трансформаторів, необхідних для встановлення на всіх ПС, а також каталогові дані вибраних трансформаторів показані в таб.2.

Таблиця 2

Вибір трансформаторів на підстанціях споживачів

Підстанція

Smax, MBA

Sт.ном, МВА

nT

Каталогові дані

трансформатора

тип

відомості

1
















2
















3
















4
















5

















^ Вибір автотрансформаторів на РПС.


На потужних вузлових РПС з вищою напругою Uвн 220 кВА, як правило, встановлюють автотрансформатори (АТ), які мають ряд переваг порівняно з трансформаторами (менша маса, вартість і втрати енергії) при тій же потужності. На РПС, обладнаних АТ і живлячих на стороні СН великі промислові райони, має бути мінімум два АТ.

Відповідно до завдання на курсовий проект на РПС має бути АТ 330/110(150) кВ.

Вибір одиничного навантаження автотрансформаторів за умови (9) для триобмоткових трансформаторів. В якості навантаження на стороні середньої напруги (мал.4) Sс автотрансформаторів приймають сумарне навантаження усіх ліній мережі району, які відходять від шин СН АТ. Сумарне розрахункове навантаження споживачів району знаходяться з виразів (3)-(5).

З урахуванням сумарного розрахункового навантаження, використовується встановлення на РПС не менше двох АТ відповідної потужності.

Вибір за умовою (9) необхідно також доповнити перевіркою за умовою

; (10)

де - коефіцієнт вигідності ; =1-Ucн /Uвн ; Ucн, Uвн - номінальна напруга обмоток середньої і високої напруги АТ; Sат.н – номінальна потужність АТ ; Sнн.н . – номінальна потужність обмотки низької напруги (типова потужність Sтип ;.) АТ; Sнн.н . = Sтип .

Отримані значення і Sтип необхідно порівняти з каталожними даними, приведеними в . Каталожні дані вибраних АТ заносяться до таблиці, подібній табл.2.


2.2. Приблизне визначення приведених навантажень підстанцій


Для вибору перетинів дротів на ділянках мережі в кожному з двох розглядаємих варіантів необхідно виконати наближений розрахунок потокорозпреділення в режимі максимальних навантажень. З метою спрощення розрахункової схеми (зменшення числа вузлів) кожна (двох- і більше) споживацька трансформаторна ПС може бути представлена одним вузлом, відповідним стороні високої напруги, шляхом приведення до цієї сторони навантаження Smax , заданого на шинах низької напруги (6-10кВ). При цьому генеровані лініями зарядні потужності не враховують.

Значення приведеного навантаження і-ї підстанції визначається за виразом

Sприв.і =Smax.і+Sт.і , (11)

де Sт.і - сумарні втрати потужності в трансформаторах підстанції ;

Sт.і=Pт.і+JQт.і

Значення втрат активної потужності в трансформаторах невелике і в наближених розрахунках ними можна знехтувати, тобто прийняти Pт.і=0. Втрати реактивної потужності значні і їх необхідно враховувати, але для трансформаторів з Uн.вн =35-220кВ допустиме визначення їх наближено, прийнявши Qт.і0,1Smax.і. Тоді приближене значення приведеного навантаження можна знайти за виразом

Sприв.іPmax.і +J(Qт.і + 0,1Smax.і) . (12)


2.3. Наближений розрахунок потокорозподілення


Для економічного порівняння даних варіантів схем мережі з достатньою для практики точністю можна користуватися спрощеними методами розрахунку попереднього потокорозподілення (розподіли потоків потужності) в кожному з намічених варіантів. Такий розрахунок виконується при наступних припущеннях.

1. Втрати потужності на цьому етапі не враховують і в якості розрахункової приймається приведене навантаження підстанцій.

2. Напруги у всіх вузлах (точках) мережі приймаються однаковими.

3. Розподіл навантаження між трансформаторами підстанцій приймається однаковим.

4. Струморозподілення на ділянках розімкненої мережі визначається по першому закону Кірхгофа для вузлових точок. Вузловою точкою вважається кожна точка приєднання підстанції до мережі і точка відгалуження лінії. Розрахунок в магістральній мережі слід починати з найбільш віддаленого вузла.

5. Замкнута мережа передбачається однорідною (тобто з однаковим відношенням для всіх ділянок). Це дозволяє в проектній практиці на стадії, коли параметри ділянок мережі ще не визначені (не вибрані перетини проводів), для визначення потокорозподілення на ділянці мережі використовувати довжину ліній, а не перетини.

У замкнутій однорідній мережі потоки потужності на перших (головних) ділянках визначають по наближених виразах (див. мал. 11):

(13)

(14)


де lk-б, lk-a- довжина ділянок мережі від точки К до точки Б і А відповідно; Lа-б - сумарна довжина всіх ділянок.

la-б = lk-б +lk-a

Потоки активної , і реактивної , потужності на цих ділянках визначають по аналогічним виразам. На решті ділянок замкнутої мережі потокорозподілення визначається по першому закону Кірхгофа.

Потокорозподілення в кожному варіанті мережі необхідно визначити для нормального режиму при найбільших розрахункових навантаженнях і для найважчого післяаварійного режиму. Під останнім розуміють режим, що виникає після відключення пошкоджених елементів мережі і ліквідації аварійного режиму. Для кожної схеми необхідно визначити той післяаварійний режим при максимальних навантаженнях підстанцій, в якому на ділянках мережі протікають максимальні потоки потужності.

Наприклад, за розрахунковий нормальний режим в проектованій мережі з дволанцюговими лініями прийнята робота двох ланцюгів живлячих ліній, при двосторонньому живленні робота від двох ДЖ. За розрахунковий найважчий післяаварійний режим приймають випадок відключення одного з ланцюгів дволанцюгової лінії, випадок пошкодження однієї з головних ділянок замкнутої мережі.

Розрахунок потокорозподілення повинен містити розрахункові схеми з вказівкою числових комплексних значень потужностей споживачів (ПС), напрямків і величин потужностей на кожній ділянці мережі . Розрахункові схеми повинні складатися окремо для кожної незалежної частини мережі, що відходить від РПС, на затискачах яких відомі напруги.

Вказані розрахункові схеми в нормальному режимі максимальних навантажень є початковими для розрахунку необхідних перетинів проводів. Розрахункові схеми в післяаварійних режимах служать для перевірки прийнятих перетинів проводів по нагріву і визначення найбільших втрат напруги. Приклади розрахунків потокорозподілення приведені в [3,4,5].

Знаючи розподіл потужностей, можна знайти робочі струми (А) на ділянках лінії:

, (15)


де ,- потужності ділянок мережі при максимальних розрахункових навантаженнях: повна, активна і реактивна відповідно, МВА, МВт, Мвар; Uн - номінальна напруга, кВ.

Струми відповідно в робочих і післяаварійних режимах Ip і Iпа. Результати розрахунків потужності і струмів на ділянках мережі зводять в таблицю.


2.4. Вибір перетинів і марок дротів на ділянках мережі


При виборі перетину дротів за основу приймаються економічні критерії і враховується ряд обмежень: умови нагріву, механічної міцності і ін. Розрахунок перетину проводів районних мереж напругою Uн 220 кВ, згідно ПУЕ, виконується по економічній густині струму , нормовані значення якого залежно від річного числа годин використовування максимального навантаження Тmax , струмопровідного матеріалу дроту, вигляду ЛЕП приведені в [2,3,5,6,10 і ін.].

Економічно доцільний перетин проводів всіх ділянок лінії розраховується по формулі

, (16)


де Im - розрахунковий робочий струм в ділянках лінії в нормальному режимі, А; - економічна густина струму.

Одержаний перетин дротів не залежить від кількості паралельних ланцюгів на даній ділянці мережі. Тому для вибору стандартного значення перетину дротів необхідно знайти економічно доцільний перетин одного ланцюга:


, (17)


де nц =2 - число паралельних ланцюгів (ліній) на даній ділянці мережі.

Значення Fе, одержане в результаті розрахунку, округляють до найближчих стандартних значень.

У тих випадках, коли проектована мережа виконується проводом одного перетину, має декілька навантажень Iп, і відповідно декілька ділянок завдовжки ~п, перетин вибирається по струму головної ділянки лінії. При цьому нормоване значення Jэ повинно бути збільшено в kу раз.

При виборі марки провідників ПЛ слід враховувати, що в мережах з UHC= 35кВ застосовують сталеалюмінієві проводи, характеристики яких приведені в довідниках. Відношення алюмінієвої і сталевої частин А:С проводу приймається залежно від району по ожеледиці (товщина стінки ожеледі). Відповідно до проектної практики, прийнятої за відсутності достатньої інформації, з метою точнішого рішення для дротів з перетином до 185 мм2 приймається марка АС нормального виконання (із співвідношенням перетинів А:С зразково рівним 8).

Після розрахунку перетинів Fе і вибору марки проводів виконується перевірка перетину за умовами:

1) нагріву, шляхом порівняння значень робочого струму ІПА в найважчому післяаварійному режимі і допустимого тривалого струму Ідоп проводу даного перетину; при цьому повинно бути Іпа = Ідоп; значення Ідоп приймається за довідковими даними .

2) відсутність втрат енергії на корону шляхом порівняння значень фактичного перетину Fфакт і мінімального перетину проводів за умов корони Fmin.k ; при цьому повинна бути Fфакт > Fmin.k ; значення Fmink при кількості проводів у фазі приведені в ПУЕ.

  1   2   3

Схожі:

Методичні вказівки до виконання курсового проекту з дисципліни «Електричні системи та мережі» для студентів спеціальності 090603 iconМетодичні вказівки до виконання курсового проекту з дисципліни «Електричні системи та мережі» для студентів спеціальності 090603
Методичні вказівки містять техніко – економічні розрахунки варіантів схем електричної мережі гірничопромислового району та основних...
Методичні вказівки до виконання курсового проекту з дисципліни «Електричні системи та мережі» для студентів спеціальності 090603 iconМетодичні вказівки до виконання курсового проекту на тему „розрахунок замкнутої електричної мережі
Методичні вказівки до виконання курсового проекту на тему „Розрахунок замкнутої електричної мережі” з курсу „Електричні системи та...
Методичні вказівки до виконання курсового проекту з дисципліни «Електричні системи та мережі» для студентів спеціальності 090603 iconМетодичні вказівки до курсового проекту по дисципліні «Електричні станції та підстанції» для студентів спеціальності 070501
Методичні вказівки до курсового проекту по дисципліні «Електричні станції та підстанції» ( для студентів спеціальності 090603 ) /...
Методичні вказівки до виконання курсового проекту з дисципліни «Електричні системи та мережі» для студентів спеціальності 090603 iconМетодичні вказівки до курсового проекту по дисципліні «Електричні станції та підстанції» для студентів спеціальності 070501
Методичні вказівки до курсового проекту по дисципліні «Електричні станції та підстанції» ( для студентів спеціальності 090603 ) /...
Методичні вказівки до виконання курсового проекту з дисципліни «Електричні системи та мережі» для студентів спеціальності 090603 iconМіського господарства методичні вказівки до виконання курсового проекту з релейного захисту та автоматики кабельних ліній 6-35 кВ
Методичні вказівки до виконання курсового проекту з релейного захисту та автоматики кабельних ліній 6-35 кВ (для студентів 4 курсу...
Методичні вказівки до виконання курсового проекту з дисципліни «Електричні системи та мережі» для студентів спеціальності 090603 iconМетодичні вказівки До виконання курсового проекту: «Релейний захист силових трансформаторів»
Для студентів спеціальності 090603 «Електротехнічні системи електроспоживання» денної форми навчання
Методичні вказівки до виконання курсового проекту з дисципліни «Електричні системи та мережі» для студентів спеціальності 090603 iconМетодичні вказівки До виконання курсового проекту: «Релейний захист силових трансформаторів»
Для студентів спеціальності 090603 «Електротехнічні системи електроспоживання» денної форми навчання
Методичні вказівки до виконання курсового проекту з дисципліни «Електричні системи та мережі» для студентів спеціальності 090603 iconМетодичні вказівки До виконання курсового проекту: «Релейний захист силових трансформаторів»
Для студентів спеціальності 090603 «Електротехнічні системи електроспоживання» денної форми навчання
Методичні вказівки до виконання курсового проекту з дисципліни «Електричні системи та мережі» для студентів спеціальності 090603 iconМетодичні вказівки До виконання курсового проекту: «Релейний захист силових трансформаторів»
Для студентів спеціальності 090603 «Електротехнічні системи електроспоживання» денної форми навчання
Методичні вказівки до виконання курсового проекту з дисципліни «Електричні системи та мережі» для студентів спеціальності 090603 iconХарківська національна академія міського господарства методичні вказівки
Методичні вказівки до виконання розрахунково-графічної роботи з дисципліни "Енергетична електроніка" (для студентів денної І заочної...
Додайте кнопку на своєму сайті:
Документи


База даних захищена авторським правом ©zavantag.com 2000-2013
При копіюванні матеріалу обов'язкове зазначення активного посилання відкритою для індексації.
звернутися до адміністрації
Документи