Введение

Электрической сетью называют часть энергосистемы, состоящую из подстанций и линий электропередачи различных напряжений.

Энергетика является основой экономики нашей страны. Большое значение для развития экономики имеет энергетика, оказывающая огромное влияние на прогресс не только в промышленном производстве, но и во всех областях жизни нашего общества.

Роль энергетики объясняется ее универсальностью использования, возможностью передачи на практически любое расстояние, дроблением и в то же время возможностью ее концентрации в очень больших масштабах.

Современная система электроснабжения должна отвечать следующим требованиям:

• экономичности и надежности;

• безопасности и удобству обслуживания;

• обеспечению качества электроэнергии;

• уровню напряжения и стабильной частоте.

Должны также предусматриваться кратчайшие сроки выполнения строительно-монтажных работ и необходимая гибкость системы, обеспечивающей возможность расширения при развитии потребителей без существующего усложнения и удорожания первоначального варианта. Поэтому проектная задача является более сложной; чем расчетная, т.к. не всегда можно предложить однозначную методику ее решения, не всегда имеются все необходимые данные.

Решение задачи требует технико-экономического анализа и творческого подхода, самостоятельности и опыта. Приобретение таких знаний и опыта – это цель курсового проекта.

Электрификация – это основа технического прогресса любой отрасли. Электричество является основой производственных процессов, которые до него не существовали. Энергетика занимает особое место в развитии промышленности, в восстановлении экономики и стабилизации производства.

Задачей данного проекта является выполнение комплекса работ, связанных с проектированием электрической сети 35-220 кВ внешнего электроснабжения промышленного предприятия (района).

По заданным нагрузкам, их месторасположением и размещением источников питания, необходимо выбрать схему соединения сети, ее номинальное напряжение, определить конструктивное выполнение определенных линий и их основные характеристики:

• число цепей;

• сечение проводов;

• потокораспределение мощностей;

• уровни напряжения различных режимов.

В проекте решаются вопросы компенсации реактивной мощности.

Исходные данные:

Таблица №1

Наименование подстанции	Координаты точек подстанций, мм		Активная нагрузка, Р, МВт	Коэффициент мощности, cos 
	х	у
А (источник питания)	10	90	-	-
Б	35	98	12	0,82
В	70	90	8	0,8
Г	60	30	10	0,8
	Масштаб  =2,6 км/мм

• продолжительность использования наибольшей нагрузки – Т_m=4500 ч.;

• активная наименьшая мощность нагрузки составляет 25% от наибольшей, при этом коэффициент мощности не изменяется;

• район по гололеду – II;

• во всех приемных пунктах имеются потребители I и II категорий, а также потребители III категории, составляющие 20-30% от общей нагрузки подстанции;

• срок строительства составит не более одного года;

• на питающей подстанции А осуществляется встречное регулирование напряжения;

• установленная мощность питающей электрической системы А достаточна для покрытия активной мощности потребителей проектируемой сети.

Все другие данные, необходимые для проектирования, принимаются в соответствии с рекомендациями справочной и методической литературы.

1. Составление и обоснование схемы и вариантов номинальных напряжений сети.

Выполняем три варианта схем: радиальную (рис.1), магистральную (рис.2) и кольцевую (рис.3).

Определяем на этих схемах _изм (измеряема длина). Расчетную длину _расч находим по формуле:

где - расстояние, которое учитывает неточность прохождения трассы по

сравнению с чертежом; =(0,10,15)

Результаты измерения заносим в таблицу №2.

Таблица №2

Обозначение линии	Результаты измерения, мм	Длина линии с учетом масштаба, , км	, км	, км
	26	67,6	9,4	77
	60	156	22	178
	36	93,6	13,4	107
	77	200,2	27,8	228
	61	158,6	22,4	181

Выбираем главные схемы понижающих подстанций.

Основным принципом, которым руководствуются при выборе схем соединения понижающих подстанций в ходе проектирования, строительства и реконструкции электрических сетей, является обеспечение максимальной надежности и экономичности электроснабжения при сохранении требуемых показателей качества электроэнергии. Перечисленным требованиям отвечают более простые унифицированные схемы подстанций с минимальным количеством выключателей на высокой стороне или вовсе без них.

Поэтому в практике проектирования некоторых видов сетей в большинстве случаев принимают определенные типы унифицированных подстанций. В частности, в кольцевых схемах, выполненных одноцепными линиями, применяют схему двухтрансформаторной подстанции типа «мостик» с одним выключателем в перемычке на высокой стороне трансформатора. В магистральных и радиальных схемах, выполненных двухцепными линиями, применяют схему двухтрансформаторной подстанции типа «два блока линия-трансформатор» без выключателей на высокой стороне трансформатора. Схемы представлены на рис.4.

Определяем номинальные напряжения в электрических сетях.

Номинальное напряжение в электрических сетях при проектировании выражается тремя способами:

• по кривым;

• по таблице;

• по формуле: , кВ[2, стр.106]

где - длина линии, км;

Р – передаваемая мощность, МВт.

В данном курсовом проекте номинальное напряжение будем определять третьим способом для каждой схемы.

1. Радиальная схема:

• участок АБ

Передаваемая мощность – Р_аб=Р_б=12 МВт

Длина линии - =77 км

Выбираем номинальное напряжение U_н=110 кВ.

• участок АВ

Передаваемая мощность – Р_ав=Р_в=8 МВт

Длина линии - =178 км

Выбираем номинальное напряжение U_н=110 кВ.

• участок АГ

Передаваемая мощность – Р_аг=Р_г=10 МВт

Длина линии - =228 км

Выбираем номинальное напряжение U_н=110 кВ.

2. Магистральная схема:

• участок АБ

Передаваемая мощность – Р_аб=Р_б + Р_в =12+8=20 МВт

Длина линии - =77 км

Выбираем номинальное напряжение U_н=110 кВ.

• участок БВ

Передаваемая мощность – Р_бв=Р_в =8 МВт

Длина линии - =107 км

Выбираем номинальное напряжение U_н=110 кВ.

• участок АГ

Этот участок аналогичный участку радиальной схемы, поэтому U_н=110 кВ.

3. Кольцевая схема:

Разрезаем кольцевую схему по “A” и получаем:

Потокораспределение находим по правилу обратных плеч.

Определяем

Проверяем правильность расчета по уравнению:

Определяем потокораспределение в сети по I закону Кирхгофа:

Возьмем наиболее загруженный участок АБ и по нему выберем напряжение для всей сети.

Передаваемая мощность – Р_аб=19,8 МВт

Длина линии - =77 км

Выбираем номинальное напряжение U_н=110 кВ.

2. Баланс реактивной мощности и выбор компенсирующих устройств.

Компенсирующие устройства применяются во всех электрических сетях для того, чтобы реактивная мощность, передаваемая по линии, была минимальной. Уменьшение реактивной мощности приводит к уменьшению тока, а следовательно и уменьшаются потери мощности в сетях. Выбор мощности компенсирующих устройств и их размещение на подстанции сети влияют на технико-экономические показатели вариантов схем, а также могут повлиять и на правильность выбора величины номинального напряжения и схемы проектируемой сети.

Следует выбрать батареи конденсаторов такой мощности, чтобы довести коэффициент мощности на шинах вторичного напряжения каждой подстанции до 0,920,95 (меньшие значения желаемого коэффициента мощности нужно принимать для подстанций, расположенных вблизи от источников питания). Принимаем

cos _жк=0,92.

Приближенное значение мощности компенсирующих устройств , установленных на шинах вторичного напряжения каждой подстанции, определяем по формуле:

[1, стр.17]

где Р_к – активная мощность, заданная на шинах вторичного напряжения понижающей

К-ой подстанции;

_к и _жк – угол сдвига фаз между током и напряжением на шинах вторичного

напряженияжения и схемы проектируемой сети.

ность выбора величины номинальня по00000000000000000000000000000000000000000000000000 К-той подстанции и его желаемое значение после компенсации;

К_н – коэффициент нагрузки, (принимаем К_н=0,9).

Результаты вычислений сводим в таблицу №3.

Таблица №3

Параметры			Подстанции
			Б	В	Г
Активная мощность, Рк , МВт			12	8	10
Коэффициент мощности		cos к	0,82	0,8
		tg к	0,698	0,75
Желаемый коэффициент мощности		cos жк	0,92
		tg жк	0,426
Реактивная мощность компенсирующего устройства, Qку , МВар			2,9	2,3	2,9
Желаемая реактивная мощность, Qж , МВар			5,1	3,4	4,3
Желаемая полная мощность, Sж , МВ . А	Рк + jQж		12+j5,1	8+j3,4	10+j4,3
			13	8,7	10,9

3. Выбор типа и мощности трансформаторов понижающих подстанций.

Силовые трансформаторы предназначены для преобразования уровня напряжения.

Различают два режима работы трансформатора:

• систематические допустимые перегрузки;

• аварийные перегрузки.

Исходя из допустимой перегрузки на время максимума нагрузки на 40%, мощность каждого из двух трансформаторов выбираем равной 0,650,7 максимальной нагрузки подстанции. При этом обеспечивается питание всех потребителей при аварийном отказе одного трансформатора.

Определяем ориентировочные мощности трансформаторов подстанций и результаты заносим в таблицу №4.

Таблица №4

	Подстанции
	Б	В	Г
Ориентировочная мощность трансформаторов, МВ . А	8,459,1	5,666,09	7,097,63

Выбираем трансформаторы и заносим их в таблицу №5

Таблица №5

Подстанции	Sном , МВ . А	Тип	Каталожные данные						Расчетные данные
			Uном , кВ		uк , %	Ркз , кВт	Рхх , кВт	Iхх , %	RT , Ом	ХТ , Ом	Qхх , кВар
			ВН	НН
В	6,3	ТМН-6300/110	115	11	10,5	50	10	1	16,6	220	63
Б, Г	10	ТДН-10000/110				60	14	0,9	7,95	139	90

Пределы регулирования - 9х1,78%.

Производим расчет потерь мощности в силовых трансформаторах по формулам:

где Р_хх и I_хх – потери холостого хода;

Р_кз и u_к – потери короткого замыкания;

n_Т – количество трансформаторов, n_Т =2.

Находим потери напряжения в трансформаторах по формуле:

[кВ]

где R_T и X_T – активное и реактивное сопротивления трансформатора;

Р_к – активная мощность, заданная на шинах вторичного напряжения понижающей

К-ой подстанции;

Результаты вычислений сводим в таблицу №6.

Таблица №6

Подстанции	Потери мощности		Потери напряжения
	РТ , кВт	QТ , кВар	UТ , кВ	UТ , %
Б	78,7	1067,3	3,7	3,3
В	67,7	756,8	4	3,6
Г	63,6	803,8	3,1	2,8

Все потери напряжения меньше 5%, т.е. в пределах нормы.

Определяем потери энергии в трансформаторах по формуле:

где Т ^/ и Т ^// - количество часов в году, в течении которых происходят потери

электроэнергии (зависящие и независящие от нагрузки):

и

 - время потерь, определяется по формуле:

Т_m – число часов использования максимума нагрузки, Т_m=4500 ч.

_max – коэффициент попадания нагрузки рассматриваемого дополнительного

потребителя (дополнительный потребитель мощности) в максимум нагрузки

энергосистемы, принимаем _max=0,9.

Определяем потери энергии и результаты заносим в таблицу №7.

Таблица №7

Подстанции	Потери электроэнергии в трансформаторах, WТ , кВт .ч
	зависимые от нагрузки	независимые от нагрузки
Б	236124	391610,8
В	201739,7	312801,7
Г	192666	348152,8
Итого, WТ.	630529,7	1052565,3

Определяем потери электроэнергии в конденсаторных установках по формуле:

где К_ку – коэффициент удельных потерь в компенсационных установках, принимаем

К_ку=0,003 кВт/кВар.

Результаты заносим в таблицу №8.

Таблица №8

Подстанции	Потери электроэнергии в компенсационных установках, Wку , кВт .ч
	зависимые от нагрузки	независимые от нагрузки
Б	27900	76212
В	22127,6	60444
Г	27900	76212
Итого, Wку.	77927,6	212868

3. Электрический расчет составленных вариантов сети.

Зная потери в трансформаторах приводим нагрузки трансформаторных подстанций к высокой стороне и результаты записываем в таблицу №9.

Таблица №9

Параметры		Подстанции
		Б	В	Г
Активная мощность, Р2 , кВт		12078,7	8067,7	10063,6
Реактивная мощность, Q2 , кВар		6167,3	4156,8	5103,8
Полная мощность, S2 , кВ . А	Р2 + jQ2	12078,7+j6167,3	8067,7+j4156,8	10063,6+j5103,8
		13562,1	9075,6	11283,8

Приближенно определяем зарядную мощность линии, т.к. не знаем сечения проводов по формуле:

где - длина линии, [км];

- приближенное значение проводимости линии, для U_н=110 кВ

U_н – номинальное напряжение сети, [кВ]

1. Радиальная схема

2. Магистральная схема

3. Кольцевая схема

Определяем приближенное потокораспределение без учета потерь в линиях.

Приближенное потокораспределение – это потокораспределение в линиях и трансформаторах без учета потерь мощности.

В радиальной схеме, потребляемая мощность является передаваемой.

В магистральной схеме потокораспределение находится по I закону Кирхгофа.

В кольцевой схеме потокораспределение находится по правилу обратных плеч.

Определяем

Проверяем правильность расчета по уравнению:

Определяем потокораспределение в сети по I закону Кирхгофа:

Определяем сечения проводов в электрических сетях.

Критерием для выбора сечения проводников ВЛ является минимум приведенных затрат. В практике проектирования линий массового строительства выбор сечения проводников производится по нормативным обобщенным показателям.

В качестве такого показателя при проектировании ВЛ 35500 кВ используется экономическая плотность тока j_э , которая в зависимости от типа проводки и числе часов использования максимума нагрузки в год выбирается по [4, стр.40]:

j_э=1,1 А/мм ²

Экономически целесообразное сечение S [мм ²] определяется из соотношения:

где I_max – максимальный ток в аварийном режиме (при обрыве одной из линий), [А].

Расчетный ток определяется по формуле:

где S_линии – мощность, передаваемая по конкретной линии. При двухцепной (n_л=2) линии это значение уменьшается в два раза.

Значение I_max находится по той же формуле, но при обрыве одной из питающих линий.

1. Радиальная схема

• участок АБ

где S_аб =S_б =13 МВ ^.А =13000000 В ^.А

Определяем сечение:

Минимальный диаметр проводов ВЛ по условиям короны для напряжения U_н=110 кВ и фаз с одиночными проводами равняется: