Проектирование ЭЭС района

Неполное кубической уравнение для режима средней температуры будет иметь вид:
Решение этого уравнения в соответствии с рекомендациями (начальное приближение σ0 8,1даН/мм2) дает величину механического напряжения в проводе в режиме средней температуры σtср 6,85даН/мм2.
Проверим условия механической прочности провода:
- в режиме наибольшей внешней нагрузки σpmax 12,2даН/мм2 [σpmax];
- в режиме минимальной температуры σpmin 8,264даН/мм2 [σpmin]12,22даН/мм2;
- в режиме средней температуры σpср 6,85даН/мм2 [σpmin]8,1даН/мм2;
Расчет монтажных стрел провеса провода
Решение этого уравнения в соответствии с рекомендациями (начальное приближение σ0 8,1даН/мм2) дает величину механического напряжения в проводе в режиме максимальной температуры σtмах 6,43даН/мм2.
Определим величины стре ...

Оглавление
Исходные данные 2
I. Баланс активной мощности и выбор генераторов ТЭЦ 3
II. Обоснование схемы и напряжения электрической сети 5
III. Баланс реактивной мощности, размещение компенсирующих устройств 8
IV. Выбор и проверка сечений проводов линий электропередачи 11
V. Выбор трансформаторов ТЭЦ и подстанций 15
VI. Выбор трансформаторов ТЭЦ и подстанций 16
VII. Приведение нагрузок узлов и мощности ТЭЦ к высшему напряжению 17
VIII. Расчет установившегося режима электрической сети 21
IX. Регулирование напряжения в узлах нагрузки 26
X. Расчет конструктивной части ВЛ 28
Список литературы 33

Исходные данные
Р1 40 МВт;
Q1 20 Мвар;
Р2 35 МВт;
Р3 45 МВт;
Р4 30 МВт.
Нормативное ветровое давление 500 Па (50 даН/м2);
Толщина стенки гололеда 10 мм;
Температура низшая -30 ºС;
Температура высшая 30 ºС;
Температура средняя 0 ºС;
Во всех узлах нагрузки имеются электроприемники 1, 2 и 3-й категорий по надежности электроснабжения.
Коэффициенты реактивной мощности нагрузок в узлах 2, 3 и 4 соответственно составляют tgφ2 0,7; tgφ3 0,8; tgφ4 0,9.
Продолжительность использования наибольшей нагрузки в узлах 2, 3, 4 Tmax 5500 ч/год.
Номинальные напряжения на шинах подстанции в узле 1 U1ном 110 и 220 кВ; уровень напряжения в период наибольшей нагрузки U1 1,05U1ном.
Мощность собственных нужд (с.н.) ТЭЦ Рсн составляет приблизитель-но 10% от мощности станции; коэффициент реактивной мощност и tgφСН 1,0.
I. Баланс активной мощности и выбор генераторов ТЭЦ
Баланс активной мощности, составляемый для режима максимальной нагрузки, представляет собой равенство генерируемой и потребляемой мощностей в электроэнергетической системе:
где Р1 - мощность, передаваемая через подстанцию в узле 1;
РТЭЦ- мощность генераторов ТЭЦ;
Р2, Р3, P4 - мощности нагрузок в узлах 2, 3, 4;
ΔРΣ - суммарные потери мощности в электрической сети;
РСН 0,1РТЭЦ - мощность собственных нужд ТЭЦ;
КР – коэффициент разновременности максимумов активной нагрузки, КР 0,9;
Величина потерь ΔРΣ ориентировочно составляет 5... 10 % от суммарной потребляемой активной мощности в системе.
Из уравнения баланса с учетом, что РСН 0,1РТЭЦ, определяется мощность РТЭЦ, по которой в соответствии выбираются количество и мощность генераторов ТЭЦ.
Исходя из полученной мощности ТЭЦ выбираем два генератора различной мощности: Т-12 и Т-63.
Определяем суммарную установленную мощность ТЭЦ:
Определим мощность, выдаваемую ТЭЦ в систему:
где РСН 0,1•РТЭЦУ – активная мощность собственных нужд ТЭЦ, МВт;
QСН РСН•tgφCH – реактивная мощность собственных нужд ТЭЦ, Мвар;
Q2 Р2•tgφ2 – реактивная мощность нагрузки в узле 2, Мвар.

В курсовом проекте эта задача решается упрощенно:в узле 2 компенсирующие устройства не размещаются (QKУ=0), поскольку в этом узле находится ТЭЦ, генераторы которой являются мощным источником реактивной мощности;распределение мощности QKУ между узлами 3 и 4 выполняется по условию равенства коэффициентов реактивной мощности в этих узлах: tgφ3 = tgφ4 = tφ;величина tgφ в узлах 3 и 4 после установки в них компенсирующих устройств составит:Тогда искомые мощности компенсирующих устройств в узлах 3 и 4 составят:После распределения суммарной мощности компенсирующих устройств между узлами 3 и 4 расчетные нагрузки этих узлов составят:Таким образом:; ; ;IV. Выбор и проверка сечений проводов линий электропередачиПредварительное распределение реактивных мощностей в линиях электрической сети определяется по аналогии с распределением активных мощностей. Для этого в выражения (4), (5), (6) вместо активных мощностей РТЭЦС, Р3, Р4 подставляются значения реактивных мощностей QТЭЦС, Q3, Q4Зная распределение активных и реактивных мощностей в схеме электрической сети, можно найти полную мощность, протекающую по каждой линии между узлами i и j.Проверим правильность вычислений:Мощности, протекающие по линиям 24 и 43, определим по первому закону Кирхгофа: Определим полную мощность, протекающую по всем участка сети:Определим ток, протекающий на каждом участке сети:Сечения проводов воздушных линий электропередачи выбираем по нормированной экономической плотности тока jЭ. Значение jЭ, зависящие от продолжительности использования наибольшей нагрузки ТMAX, выбираем из в табл. 4 [1] jЭ = 1А/мм2.Сечение провода, соответствующее нормированной экономической плотности тока, определяется по выражению:Полученное сечение округляется до ближайшего стандартного сечения. В соответствии с ПУЭ минимальные сечения проводов по условию ограничения потерь на корону составляют 70 мм2 для линий 110 кВ. Выбранные сечения проводов должны быть проверены по допустимому длительному IДОП (по нагреву) в послеаварийном режиме работы электрической сети, под которым подразумевается отключение любой линии сети. Значения IДОП для проводов различных сечений приведены в табл. 5 [1].Проверка по нагреву проводов линий замкнутой кольцевой сети выполняется в режимах поочередного отключения одной из двух наиболее нагруженных линий этой сети.Наиболее нагруженными участками сети являются участки 2-4 и 1’-3.Режима отключения 2-4:Режима отключения 1’-3Исходя из полученных данных, выберем сечение провода для каждого участка, которое проходит проверку по нагреву. Результаты сведем в таблицу 4.1.Таблица 4.1Результаты выбора сечений проводов линий электропередачУчастокIНОМ, АIМАХПА, АIДОПF, мм21-275,16212,83265702-4286,78533,896102404-375,53316,86330953-1’227,16533,89610240V. Выбор схемы выдачи мощности и трансформаторов ТЭЦСхемы выдачи мощности генераторами ТЭЦ строятся по двум основным принципам:- схемы с генераторным распределительным устройством (ГРУ);- блочные схемы; В данном курсовом проекте принимаем в качестве схемы выдачи мощности и трансформаторов ТЭЦ схему с генераторным распределительным устройством. В данной схеме от шин ГРУ получают питание потребители на напряжение 10 кВ и потребители собственных нужд. Такие схемы применяются для генераторов небольшой мощности. В схемах ТЭЦ с ГРУ связь с системой осуществляется через два трансформатора связи. Выбор мощности и типа данных трансформаторов приведен в следующей главе курсового проекта.VI. Выбор трансформаторов ТЭЦ и подстанцийВ соответствии с методическими указаниями [1] номинальную мощность трансформатора связи с системой выбираем не меньше следующих условий:В узлах 3 и 4 имеются потребители 1 и 2 категории по надежности электроснабжения. Поэтому на подстанциях в этих узлах по два трансформатора.Мощность трансформаторов на подстанции выбирается с учетом допустимой перегрузки в аварийном режиме. Под аварийным режимом понимается аварийное отключение одного из трансформаторов, когда всю нагрузку принимает на себя оставшийся в работе трансформатор.Выражение для выбора номинальной мощности трансформаторов на подстанциях имеет видгдеSPi - расчетная нагрузка в узле (i=3,4); КП =1,5 - коэффициент допустимой перегрузки трансформатора.Полученное значение мощности округляется до ближайшей большей номинальной мощности трансформатора (табл. 6 [1]). В итоге для ТЭЦ принимаем трансформатор типа ТДН-25000/110, для ПС-3 ТРДН-40000/110, ПС-4: ТРДН-25000/110.VII. Приведение нагрузок узлов и мощности ТЭЦ к высшему напряжениюПосле выбора трансформаторов изобразим принципиальную схему проектируемой электрической сети рис. 7.1.Схему замещения этой электрической сети изобразим на рис. 7.2Рис. 7.1. Расчетная схема электрической сетиРис. 7.2. Схема замещения электрической сетиВ соответствии с исходными данными нагрузки узлов заданы на стороне низшего напряжения 10 кВ. Мощность, выдаваемая ТЭЦ в систему, рассчитана ранее для генераторного напряжения 10 кВ. Приведение нагрузок и мощности ТЭЦ к стороне высшего напряжения выполняется с целью упрощения расчетной схемы для дальнейшего расчета установившегося режима электрической сети.Для узлов 3 и 4 рассчитываются потери мощности в трансформаторах:гдеn = 2 – количество трансформаторов в узле i;SP – расчетная нагрузка узла, кВА;SНОМ, ΔРХ, ΔРК, ΔQХ, uK – паспортные данные трансформатора:SНОМ = 40000 кВА;ΔРХ = 42 кВт;ΔРК = 160 кВт;ΔQХ = 280 квар;uK = 10,5%Rт = 1,3ОмХт=35 ОмSНОМ = 25000 кВА;ΔРХ = 25 кВт;ΔРК = 120 кВт;ΔQХ = 188 кВар;uK = 10,5%Rт = 2,5 ОмХт = 56 ОмДля узла 2 в выражения вместо SР подставляется SТЭЦС.Для каждой линии между узлами i и j вычисляется зарядная мощность:гдеb0 - удельная проводимость линии, См/кА (табл. 5 [1]); Lij – длина линии, км; Приведем нагрузки узлов 3 и 4 к стороне высшего напряжения:Определим мощность, выдаваемой ТЭЦ в систему на высшем напряжении с учетом противоположного направления мощности:После приведения нагрузок узлов 3, 4 и мощности ТЭЦ к стороне высшего напряжения схема замещения сети сводится к более простому виду, показанному на рис. 7.3Рис. 7.3 Схема замещения электрической сети после приведения нагрузок и мощности ТЭЦ к высшему напряжениюVIII. Расчет установившегося режима электрической сетиЦелью расчета установившегося режима в курсовом проекте является определение напряжения в узлах электрической сети для последующей оценки необходимости регулирования напряжения. Кроме того, по результатам расчета установившегося режима должны быть проверены условиягдеРПОТР и QПОТР - активная и реактивная мощности, потребляемые от подстанции, расположенной в узле 1.Выполнение данных условий подтвердит правильность выбора мощности ТЭЦ и мощностей компенсирующих устройств.Определим параметры линий электропередачи, которые рассчитываются по погонным сопротивлениям г0 и х0, проводимости b0 (табл.5 [1]) и длинам линий L:Для замкнутой кольцевой электрической сети сначала определяется предварительное (без учета потерь) распределение мощностей по линиям.Мощности, протекающие по головным линиям сети, рассчитываем по следующим выражениям:гдеZ = R-jX – сопротивление в комплексном виде, Ом;S = P+jQ – мощность в комплексном виде, МВА.Мощности, протекающие по линиям 2-4 и 3-4, рассчитываются по первому закону Кирхгофа: Предположим, что в схеме рис. 7.3 узлом потокораздела является узел 3, обозначенный символом V. По этому узлу схема делится на две части (рис. 8.1). Дальнейший расчет ведется для каждой части схемы независимо.Рис. 8.1. Разделение схемы по узлу потокоразделаРассмотрим расчет левой части схемы (рис. 8.2), представляющей собой разомкнутую сетьРис. 8.2. Схема замещения разомкнутой сетиРасчет разомкнутой сети выполняется в два этапа. На первом этапе рассчитывается уточненное (с учетом потерь мощности) распределение мощностей в схеме. Этот расчет ведется по номинальному напряжению сети UНОМ от конца схемы (узла 3) к ее началу (узлу 1). Мощность в конце линии 2-4 берется из предварительного расчета мощностей.