Разработка технически и экономически целесообразного варианта электрической сети 35-220 (кВ) для электроснабжения района
Курсовой проект - Физика
Другие курсовые по предмету Физика
Введение
Электрическая сеть является сложным и дорогим устройством, существенно влияющим на технико-экономические показатели систем электроснабжения потребителей и энергосистем в целом. Поэтому каждому инженеру независимо от конкретной области его деятельности приходится учитывать характеристики электрических цепей при решении различных вопросов.
Курсовой проект является основой для приобретения навыков по расчету и проектированию электрических сетей.
Главная задача курсового проекта состоит в разработке технически и экономически целесообразного варианта электрической сети 35-220 (кВ) для электроснабжения района от подстанции энергосистемы, выбор конструктивного исполнения ВЛ, определение поправочных коэффициентов к стоимости элементов сети и расчет величин, общих для проекта в целом.
Область, включающая электрифицируемый район - Иркутский.
Иркутская область относится к ОЭС Сибири. Район по гололеду - 4 , по ветру - 2.
Необходимо определить капиталовложения на сооружение линий, подстанций. Расчет выполняется на основе укрупнённых показателей стоимости (УПС).
Характеристика электрифицируемого района о потребителей электроэнергии
Задачами раздела является выбор конструктивного исполнения ВЛ, определения поправочных коэффициентов к стоимости элементов сети и расчет величин, общих для проекта в целом. Область, включающая электрифицируемый район - Иркутская. Необходимо определить капитальные вложения на сооружение линии, подстанций. Расчет выполняется на основе укрупненных показателей стоимости(УПС). Для характеристики климатических условий в проекте достаточно определить нормативные значения максимальной скорости ветра V о толщины стенки гололеда. Выбор материала опор производится путем технико - экономического обоснования с учетом климатических условий района сооружения ВЛ. Иркутская область относится к ОЭС Сибири. Принимаем коэффициент удлинения трассы Кудл = 1,2. С учетом климатических условий данного района целесообразно применять железобетонные опоры.
Определим время максимальных потерь. Это время вычисляется по формуле ([1] 2.2):
Удельные затраты на возмещение потерь определяются по графику для данного района: ?(t) = 2,8 коп/кВтч, ?(t) = 1,8 коп/кВтч , где t = ?/?m = 2099 (часов),
где ?m - коэффициент попадания дополнительных потерь в максимум энергосистемы. ?m =0,9; t = 8760.
Составление и обоснование вариантов схемы электрической сети
Основными задачами раздела являются разработка нескольких схем сети и выбор из их числа двух наиболее предпочтительных. Также следует предварительно оценить возможность ИП обеспечить потребность электрической сети в реактивной мощности. Для этого возможна установка на подстанциях дополнительных КУ - батарей статических конденсаторов, синхронных компенсаторов и т.п., мощность которых определяется из баланса реактивной мощности для режима максимальных нагрузок.
Баланс реактивной мощности и выбор компенсирующих устройств. Уравнение баланса реактивной мощности имеет вид:
Qип+Qку+?Qc ? = Q?+?Qл ? +? ?QTj ([1], 3,1) , где
Qип - реактивная мощность ИП;
Qку - суммарная мощность дополнительно устанавливаемых КУ (которую находят из условий баланса);
?Qc ? - зарядная мощность всех линий проектируемой сети,
?Qл ? - потери реактивной мощности в линии,
? ?QTj - потери реактивной мощности в трансформаторах, j-й подстанции. Определим суммарное потребление активной и реактивной мощности.
Для определения реактивной составляющей полной мощности воспользуемся формулой:
Данные о подстанциях сведем в таблицу 1,1:
№ п/стPmax, МВтcos ф, о.е.tgфQmax, Мвар1100,840,6466,462150,860,5938,8953200,920,4268,524150,880,5398,085550,820,6983,49
Суммарное потребление мощности:
Активной Р? - 65 МВт; Реактивной Q?- 35,45 МВт;
Величина располагаемой реактивной мощности ИП определяется по формуле:
Qип= Рип tgфип = (Р? + ? Р?) tgфип ([1], 3,2) , где
Рип - активная мощность ИП,
? Р? - суммарные потери активной мощности,
где принято, что равно ? Р? 4% от Р?
Qип = 1,04Р? tgфип
tgфип = 0,426 (сosфип = 0,92)
Qип = 1,04Ч65Ч0,426 = 28,79 Мвар
Потери в трансформаторах составляют основную часть потерь реактивной мощности электрической сети. ?QT лежат в пределах 6-10% от Smax, таким образом:
??QTj = (0,06-0,08) = 5,92 Мвар. ([1], 3.3)
Для ВЛ 35-220 кВ принимаются ?Qc ? и ?Qл ? равными при ориентировочных расчетах, поэтому эти величины можно исключить из баланса мощности:
Qку = Q? + ? ?QTj - Qип,
Qку =35,45+5,92 - 28,79 = 12,58 Мвар
Определим мощности Ку на каждой подстанции:
Qку = Qmax - Pmaxi tgфс ([1], 3.5),
Qкуj=Рmaxj(tgфj- tgфс) где
tgфс - средний коэффициент мощности для сети, определяемый по формуле:
tgфс = (Q? - Qку) / Р? = (35,45 - 12,58 ) / 65 = 0,351 ([1], 3.4)
для каждой подстанции:
1.QКУ1 = 10(0,646-0,351) = 2,95 Мвар
2.QКУ2 = 15(0,593-0,351) = 3,63 Мвар
3.QКУ3 = 20(0,426-0,351) = 1,50 Мвар
4.QКУ4 = 15(0,534-0,351) = 2,745 Мвар
5.QКУ5 = 5(0,698-0,351) = 1,735 Мвар
На основании потребной мощности компенсирующих устройств для каждой из подстанций производится выбор числа и мощности серийно выпускаемых промышленностью комплектных конденсаторных установок Qку* (ККУ) или синхронных компенсаторов (СК), возьмем единичные номинальные мощности ККУ 400 кВар.
Qку*1=0,48 = 3,2
Qку*2=0,48 = 3,2
Qку*3=0,44 = 1,6
Qку*4=0,48 = 3,2
Qку*5=0,44 = 1,6
После выбора для каждого пункта потребления номинальных мощностей КУ (Qку*) определяем максимальные реактивные (Qma