Районная электрическая сеть

Введение

Современные энергетические системы состоят из множества связанных между собой элементов, которые оказывают взаимное влияние друг на друга. Поэтому проектирование всей системы достаточно сложная и трудоемкостная задача.

Задачей курсового проекта является разработка эскизного проекта районной электрической сети с номинальными напряжениями 35-220 кВ. Проектируется электроснабжение 4-6 населённых пунктов от одной или двух заданных электрических станций или крупной узловой подстанции 110-500 кВ. В заданных пунктах предполагаются коммунально-бытовые и промышленные потребители электроэнергии, а также сельскохозяйственные потребители в прилегающих районах. Питающая электрическая станция или подстанция входит в состав достаточно крупной электроэнергетической системы.

Если по заданию предполагается проектирование электрической сети в районе, где уже имеются линии и подстанции 35-220 кВ, то указываются номинальные параметры основного электрооборудования существующей сети и необходимые данные о нагрузках в пунктах потребления электроэнергии.

В проекте должны быть разработаны разделы :

1. Потребление и покрытие потребности в активной и реактивной мощностях в проектируемой сети ;

2. Выбор схемы, номинального напряжения (или номинальных напряжений), параметров линий и трансформаторов сети ;

3. Расчёты основных режимов работы электрической сети;

4. Регулирование напряжения в сети ;

5. Определение основных технико-экономических показателей спроектированной сети .

Проектирование электроэнергетических систем требует комплексного подхода к выбору и оптимизации схем электрических сетей и технико-экономическому обоснованию решений, определяющих состав, структуру, внешние и внутренние связи, динамику развития, параметры и надёжность работы системы в целом и её отдельных элементов.

Одним из важнейших показателей уровня электроэнергетики страны является развитие электрических сетей - линий электропередачи и подстанций (ПС). От электростанций мощностью в несколько миллионов киловатт каждая протянулись на тысячи и более километров к промышленным центрам линии электропередачи сверхвысокого напряжения.

1. Генерация и потребление активной и реактивной мощностей

.1 Генерация и потребление активной мощности

Потребление активной мощности в проектируемой сети рассматривается для режима наибольших нагрузок и слагается из нагрузок в заданных пунктах потребления электроэнергии и потерь мощности в линиях и понижающих трансформаторах сети.

В режиме наибольших нагрузок суммарные потери активной мощности в линиях и трансформаторах проектируемой сети одного-двух номинальных напряжений в первом приближении могут быть приняты равными 3-5 % от суммы заданных нагрузок.

Активная мощность генерации Pген, необходимая для питания проектируемой сети.

,

Где Рген - активная мощность генерации, поступающая от РЭС в проектируемую сеть;

Рнагрi - заданная нагрузка в i-ом пункте;

- суммарные потери мощности в линиях и понижающих трансформаторах сети.

В курсовом проекте предполагается, что установленная мощность генераторов питающей электрической системы достаточна для обеспечения потребностей проектируемого района в активной мощности. Поэтому здесь не рассматривается установка дополнительных генераторов электрических станций, сооружение новых электростанций и т. п.

Тогда

МВт.

.2 Потребление и генерация реактивной мощности

Приближённое рассмотрение потребления реактивной мощности, а также ориентировочный выбор мощности, типов и размещения компенсирующих устройств (КУ) в проектируемой сети будем производить до технико-экономического сравнения вариантов схемы сети. Так как компенсация реактивной мощности может существенно влиять на значения полных нагрузок подстанций, а следовательно, и на выбираемые номинальные мощности трансформаторов, сечения проводов линий, на потери напряжения, мощности и энергии в сети. В конечном итоге выбор мощности КУ и их размещение по подстанциям сети повлияют на оценку технических и экономических показателей вариантов схемы сети и, следовательно, могут повлиять на правильность выбора рационального номинального напряжения и схемы проектируемой сети.

При выполнении проекта условно принимаем совпадение по времени периодов потребления наибольших активных и реактивных нагрузок подстанций. Поэтому определение наибольших реактивных нагрузок отдельных пунктов производим по наибольшим активным нагрузкам и заданным значениям коэффициента мощности.

По условию задания коэффициент мощности всех нагрузок cos jнагр=0,80.

Тогда sin jнагр= 0,84 и tg jнагр= 0,65.

Потребляемая реактивная мощность определяется по формуле:

нагрi=Рнагрi×tg jнагр.

Реактивные мощности нагрузок в узлах:

нагр1 =Pнагр1 ×tg jнагр=39×0,65= 25,35 Мвар;нагр2 =Pнагр2 ×tg jнагр=30×0,65= 19,5 Мвар;нагр3 =Pнагр3 ×tg jнагр=26×0,65= 16,9 Мвар;нагр4 =Pнагр4 ×tg jнагр=28×0,65= 18,2 Мвар;нагр5 =Pнагр5 ×tg jнагр=17×0,75= 11,05 Мвар.

Суммарная реактивная мощность, потребляемая в узлах:

= Qнагр1+ Qнагр2+ Qнагр3+ Qнагр4+ Qнагр5=25,35+19,5+16,9+18,2+11,05 = =91Мвар.

Суммарная потребляемая реактивная мощность в сети, необходимая для электроснабжения района, слагается из реактивной нагрузки в заданных пунктах, потерь реактивной мощности в линиях и трансформаторах (автотрансформаторах) и зарядной мощности линии (со знаком «-»).

потр=åQнагр i+DQЛS+DQТРS-QСS ,

Где DQЛS - суммарные потери реактивной мощности в линиях;

DQТРS - суммарные потери реактивной мощности в трансформаторах;

QСS - суммарная генерация реактивной мощности в емкостных проводимостях линий (зарядная мощность).

Зарядная мощность линии при предварительных расчётах может оцениваться для одноцепных линий 110 кВ в 3 Мвар, 220 кВ в 12 Мвар на 100 км. Для воздушных сетей 110 кВ в самом первом приближении допускается принимать, что потери реактивной мощности в индуктивных сопротивлениях линий и генерация реактивной мощности этими линиями в период наибольших нагрузок взаимно компенсируются, то есть:

DQЛS=QСS ;потр = åQнагр i +DQТРS

Потери реактивной мощности в трансформаторах и автотрансформаторах при каждой трансформации составляют примерно 8-12% от трансформируемой полной мощности нагрузки. Поэтому для оценки величины потерь реактивной мощности в трансформаторах необходимо представить возможное число трансформаций мощности нагрузки каждого из пунктов.

DQТРS = 0,1×m×,

Суммарная полная мощность потребителей сети составляет:

= 183МВА.

Примем m=1 с учётом того, что имеет место одна трансформация в сети на понижающих подстанциях. Тогда:

DQТРS = 0,1×m×=0,1×1×183=18,3 Мвар.

Общая потребляемая реактивная мощность

91 + 18,3 = 109,3 Мвар.

Реактивная мощность, поступающая от ИП определяется по активной мощности генерации, и по заданному коэффициенту мощности cosген:ген=0,84;

ген= 32,86°;ген= 0.65;

154×0,65= 100Мвар.

Так как Qген < (109,3 Мвар < 100 Мвар), то в сети необходимо устанавливать компенсирующие устройства. Основным типом КУ, устанавливаемых по условию обеспечения потребности в реактивной мощности, являются конденсаторы. Вместе с тем, на крупных узловых подстанциях 220 кВ по ряду условий может оказаться оправданной установка синхронных компенсаторов. При этом надо помнить, что установка синхронных компенсаторов мощностью менее 10 Мвар неэкономична.

Суммарная реактивная мощность КУ равна:

- Qген=109,3-100=9,2 Мвар.