4 Вимоги до оформлення проекту

Курсовий проект виконується у виді розрахунково-пояснювальної записки і креслень.

Обсяг пояснювальної записки складає 40 - 50 с. рукописного тексту і 2 листи креслень формату А2 і А1.

Записка повинна мати титульний лист; реферат; індивідуальне завдання на проект; вступ; необхідні розрахунки, посилання і пояснення; висновок і список використаної літератури.

У записці повинні знаходитися розділи, що освітлюють окремі етапи проектування. При оформленні кожного розділу проекту необхідно сформулювати задачу, привести вихідні умови і поставлені вимоги, а також описати послідовність і методику вирішення поставленої проблеми.

Розрахунки повинні супроводжуватися стислими і чіткими поясненнями. При цьому необхідно привести розрахункову формулу в загальному виді, зробити цифрову підстановку й одержати чисельний результат із указівкою розмірності отриманої величини. Основні числові результати виконаних розрахунків, що визначають висновки або подальший хід роботи, повинні бути оформлені у виді таблиць. Особливу увагу в проекті повинно бути виділено техніко-економічним обгрунтуванням прийнятих у проекті вирішень.

Текст розрахунково-пояснювальної записки повинний бути написаний акуратно. Записка повинна містити необхідні малюнки і схеми, що виконуються чітко й акуратно.

При виконанні розрахунків на комп'ютері в записку включаються: стислий опис програми, за допомогою якої зроблені обчислення; роздруківки файлів вихідних даних і отриманих результатів.

На першому листі графічної частини повинна бути приведена однолінійна схема з'єднань обраного варіанта електричної мережі з указівкою на ній значень номінальних напруг, довжин, марок і перерізів проводів ліній електропередачі; типи і потужність трансформаторів; типи і потужність джерел реактивної потужності.

На другому листі необхідно накреслити розрахункову схему заміщення з указівкою параметрів її елементів (опорів і провідностей), а також із нанесенням параметрів робочих режимів (напруг у вузлах, потоків потужностей на початку і кінці кожної ділянки, навантажень у вузлах) для режимів максимальної і мінімальної навантажень.

Записку рекомендується оформляти з першого дня роботи відповідно до графіка виконання проекту і регулярно подавати на перевірку керівнику.

5 Методичні вказівки до виконання курсового

ПРОЕКТУ

1. Вибір схеми з'єднань районної електричної мережі

Електричні мережі районного значення напругою 35 - 330 кВ проектуються в основному у виконанні повітряними лініями електропередачі (ЛЕП).

При проектуванні електричної мережі звичайно відомо місце розташування джерел живлення і споживачів. Джерела живлення і споживачі можуть бути з'єднані по різному. При цьому схеми електричної мережі повинні з можливо меншими витратами забезпечити необхідну якість електроенергії в споживачів, необхідну надійність електропостачання; прийнятні техніко-економічні показники.

У проектній практиці для одержання раціональної й оптимальної конфігурації електричної мережі звичайно використовується варіантний метод, що складається в тому, що для заданого розташування споживачів і джерела живлення намічається декілька можливих варіантів мережі. Проте слід зазначити, що аналізовані варіанти не повинні бути випадковими. Кожний варіант необхідно намічати на підставі загальних інженерних міркувань з урахуванням деяких головних ідей, наприклад, розімкнута мережа, кільцева, резервована і т.д. Творчий елемент у проектуванні мережі на даному етапі складається у винятку надмірно великого числа варіантів за рахунок відмови від безглуздих і нереальних.

При упорядкуванні варіантів схеми з'єднання мережі рекомендується насамперед розділити пункти електричних навантажень заданого району на ті, що розташовані на порівняно невеличких відстанях один від іншого або від джерела живлення і на взаємно віддалені. Це дає можливість виділити пункти, що доцільно об'єднати одною замкнутою схемою і живити окремо від інших пунктів. При упорядкуванні схем рекомендується приблизно оцінювати потоки потужності по окремих лініях мережі і найбільшої втрати напруги в нормальному і післяаварійному режимах при найбільших навантаженнях.

Конфігурація електричної мережі 35 - 330 кВ також визначається необхідністю забезпечення заданої надійності (резервування електропостачання). Відповідно до ПУЕ навантаження I категорії надійності повинні забезпечуватися від двох незалежних джерел живлення. Для такого роду споживачів необхідно в більшості випадків передбачити живлення по двох окремих ЛЕП. Для споживачів II категорії припускається живлення по двоколовій лінії, а для споживачів III категорії достатньо передбачити живлення по одної ЛЕП.

Варто мати на увазі, що в багатьох випадках доцільно здійснювати передачу електроенергії в район її споживання по лініях більш високої напруги, а у середині цього району розподіляти енергію по лініях більш низької номінальної напруги. За можливий післяаварійний режим при такій попередній оцінці варіантів достатньо роздивитися тільки випадок відключення або ушкодження однієї з ліній мережі, що призводить до найбільшого зниження напруги на шинах найбільше віддаленого споживача.

При виконанні курсового проекту пропонується застосовувати варіантний метод. При цьому рекомендується керуватися такими основними принципами:

• із пункту, що живить, проектується двоколова лінія в один із найближчих вузлів електроспоживання або у вузол із найбільшим навантаженням;

• розгалуження електричної мережі повинно збігатися з будь яким із навантажувальних вузлів і не може відбуватися довільно по місцевості;

• зрівнюються 2-3 найбільш доцільних варіанта розімкнутих і стільки ж кільцевих схем;

• на основі загальних міркувань (довжини ліній, кількість вимикачів, утрати потужності і т.п.) для подальшого розгляду відбирається один варіант розімкнутої мережі й один із кільцем.

2. Вибір номінальних напруг мережі

Номінальна напруга мережі істотно впливає на її техніко-економічні характеристики. Економічно доцільне значення номінальної напруги залежить від цілого ряду чинників: потужності навантажень, далекості їх від джерела живлення, конфігурації електричної мережі, засобів регулювання напруги й ін. У практиці проектування використовується варіантний метод проектування мережі з різноманітними номінальними напругами й аналіз цих варіантів.

Вибирати схеми електричної мережі і її номінальну напругу (або окремих частин) необхідно одночасно, тому що в ряді випадків зміна схеми мережі спричиняє за собою необхідність зміни номінальної напруги мережі в цілому або її окремих частинах.

Досвід проектування дозволяє приблизно оцінити економічно доцільну напругу при відомої довжині лінії l (км) і переданої активної потужності P (МВт) по кривих економічно доцільних областей застосування [5] або по таких емпіричних формулах:

формула Стілла

, кВ. (5.1 )

Ця формула застосовується при довжинах ліній до 250 км і переданої потужності до 60 МВт;

формула А.М. Залесского

, кВ. (5.2 )

Дана формула застосовується при потужностях, що перевищують 60 МВт і довжинах ліній до 1000 км;

формула Г.А. Ілларионова

, кВ. (5.3 )

На відміну від виражень (5.1) і (5.2) ця формула дає задовільні результати для всієї шкали номінальних напруг від 35 до 330 кВ включно при різноманітних довжинах ЛЕП.

Вторинна номінальна напруга знижувальних районних підстанцій у курсовому проектуванні приймається рівною 10 кВ.

5.3 Вибір перерізів проводів ліній електропередачі

Останнім часом у практиці проектування електричних мереж застосовується вибір перерізів проводів повітряних ЛЕП 35-750 кВ по економічних інтервалах струму або потужності.

Перерізи проводів повітряних ліній (ПЛ) електропередачі 35-330 кВ вибираються по таблицях 7.8 або 7.10 [5] у залежності від напруги, розрахункового навантаження, району по ожеледі, матеріалу і кількості кіл на опорі. Таблиці складені для всіх застосовуваних стандартних перерізів.

У таблицях приведені дані для ПЛ на залізобетонних і металевих уніфікованих опорах, тому що дерев'яні опори в даний час застосовуються рідко.

При розрахунковому струмі, що перевищує верхню межу використання максимального перерізу проводів ПЛ даної напруги, рекомендується розглядати техніко-економічну доцільність перевищення цієї межі в порівнянні з варіантами посилення мережі.

У розімкнутій мережі потоки потужності по ділянках визначають підсумовуванням відповідних навантажень від кінця мережі до пункту, що живить.

У замкнутій мережі потоки потужності по окремих ділянках визначаються параметрами ліній, що у свою чергу залежать від перерізу проводів. Через невизначеність даної задачі вважають, що мережа є однорідною і потокорозподіл розраховується по довжинах ЛЕП.

По знайденому потокорозподілі вибирають перерізи проводів ліній мережі.

Обраний переріз проводу повинен бути перевірений по припустимому струмовому навантаженню по нагріву:

,

де - розрахунковий струм для перевірки проводів по нагріву, у якості якого приймається струм найбільш важкого післяаварійного або ремонтного режиму (відключення однієї з паралельних ланцюгів головної ділянки радіальної схеми, відключення найбільше протяжної і завантаженої лінії в кільці), А;

- припустимі тривалі струмові навантаження [5,6].

Перевірці за умовами корони підлягають ПЛ напругою 110 кВ і вище , що прокладаються по трасах з позначками вище 1500 м над рівнем моря. При більш низьких позначках перевірка не здійснюється, тому що економічні інтервали струмів і потужностей підраховані для перерізів рівних або більших мінімально припустимих за умовами корони.

Перевірці по припустимих втратах і відхиленням напруги ПЛ 35 кВ і вище не підлягають, тому що підвищення рівня напруги шляхом збільшення перерізів проводів таких ліній у порівнянні з застосуванням трансформаторів із РПН або засобів компенсації реактивної потужності (КРП) економічно не виправдуються.

Механічна міцність обраних проводів перевіряється по таблицях 8.6 і 8.7 [3] для заданих кліматичних умов розташування мережі.

Для обраних перерізів проводів знаходять параметри на одиницю довжини ЛЕП (r₀, x₀, b₀) і розраховують параметри ліній з урахуванням кількості кіл і довжини (R_л, X_л, B_л).

5.4 Вибір числа і потужності трансформаторів на підстанціях

У курсовому проекті приймається, що установка двох трансформаторів (автотрансформаторів) на знижувальній підстанції забезпечує необхідну надійність електропостачання. Конкретні графіки навантажень не враховуються, тому вибір потужностей трансформаторів робиться приблизно. Виходячи з припустимого навантаження на час максимуму на 40%, потужність кожного трансформатора вибирається рівною 0,65-0,7 від максимального навантаження підстанції. При цьому забезпечується живлення всіх споживачів при аварійній відмові одного трансформатора.

На підстанціях із вищою напругою 220 кВ і вище, як правило встановлюються автотрансформатори, що володіють рядом переваг перед трансформаторами. При виборі автотрансформаторів варто пам'ятати, що потужність обмотки НН дорівнює типової потужності:

, МВА,

де - коефіцієнт вигідності, що показує в скільки разів типовапотужність меншеномінальної , в.о.

Обрані трансформатори й автотрансформатори повинні мати вмонтований устрій регулювання напруги під навантаженням РПН.

На вузловій підстанції із шинами трьох номінальних напруг, як правило, встановлюються автотрансформатори.

Після вибору потужностей і типів трансформаторного устаткування по паспортним даним визначаються параметри схем заміщення.

5.5 Вибір типів і потужності компенсуючих пристроїв

Наближений розрахунок споживання реактивної потужності, а також попередній вибір і розміщення засобів компенсації реактивної потужності в проектованій мережі рекомендується робити до техніко-економічного порівняння варіантів районної мережі, оскільки обрані пристрої, що компенсують, можуть істотно впливати на величину повних навантажень підстанцій, а отже, і на номінальні потужності трансформаторів, перерізи проводів ліній, що вибираються, а також на утрати потужності й енергії в мережі. У результаті вибір потужності пристроїв, що компенсують, і їхнє розміщення впливають на техніко-економічні показники варіантів схеми районної мережі, а також можуть вплинути і на правильність вибору величини номінальної напруги і схеми проектованої мережі.

У курсовому проектуванні умовно приймається збіг у часу періодів найбільших активних і реактивних навантажень підстанцій. Визначення найбільших реактивних навантажень підстанцій Q_мi робиться по найбільших активних навантаженнях і з урахуванням відомого значення коефіцієнта потужності

, Мвар. (5.5 )

Вибір потужності компенсуючих пристроїв належить вибирати враховуючи вимоги методики [8], згідно з якою плата за споживання і генерацію реактивної електроенергії визначається трьома складовими:

П = П1 + П2 - П3,

де П1 - основна плата за споживання і генерацію реактивної електроенергії;

П2 - надбавка за недостатнє оснащення електричної мережі споживача засобами КРП;

П3 - знижка плати за споживання і генерацію реактивної електроенергії у разі участі споживача в оптимальному добовому регулюванні енергопостачальної організації у розрахунковий період.

На стадії проектування впливати можливо тільки на другу складову, що визначається формулою:

П2 = П1  С_баз  (К_ - 1),

де П1 - сумарна основна плата;

С_баз = 1,3 - нормативне базове значення коефіцієнта стимулювання капітальних вкладень у засоби КРП в електричних мережах споживача;

К_ - коефіцієнт, що вибирається з таблиці 1 або таблиці 2 [8] у залежності від фактичного коефіцієнта потужності споживача tg у середньому за розрахунковий період.

При обчисленні зазначених таблиць введено зони нечутливості надбавки П2 до споживання реактивної потужності, які обмежені значеннями коефіцієнтів потужності:

• промислових і прирівняних до них споживачів, залізничного і міського транспорту - cos_Г=0.97 (tg_Г=0,25);

• для непромислових споживачів - cos_Г=0.8 (tg_Г=0,75).

Надбавка починає діяти, якщо фактичний коефіцієнт потужності менший наведених значень cos_Г(tg_Г), тобто якщо фактичний tg  0,25, то К_ = 1, а значить П2=0.

Виходячи з цих міркувань потужність компенсуючих пристроїв, що встановлено на шинах НН підстанції Q_КУi , визначається по формулі:

Q_КУi = P_Мi (tg_i - tg_Г).

Всі наступні розрахунки в проекті варто робити по реактивним складовим навантажень з урахуванням установки на підстанціях обраних пристроїв, що компенсують.

5.6 Розробка схеми первинних з'єднань підстанцій

Для виконання розділу курсового проекту по техніко-економічному зіставленню варіантів виконання схеми районної мережі необхідно розробити повну схему електричних з'єднань проектованої мережі. У практиці будівництва підстанцій на напругу 35-330 кВ у даний час використовують різноманітні схеми первинних з'єднань.

Вибір схеми первинних з'єднань підстанцій є складною техніко-економічною задачею, що вирішують з урахуванням великої кількості чинників. Повну проробку методики вибору схеми знижувальних підстанцій роблять у курсовому проектуванні по дисципліні «Електричні станції і підстанції».

У даному курсовому проекті схема первинних з'єднань вибирається виходячи з засобу приєднання підстанції до мережі, що визначається схемою районної мережі.

Типові схеми розподільних устроїв напругою 35-750 кВ, а також типи підстанцій по засобу підключення до мережі наведені в параграфі 6.11 [3].

5.7 Техніко-економічне зіставлення варіантів мережі

У техніко-економічному порівнянні зіставляються тільки припустимі по технічних вимогах варіанти, тобто такі, у яких споживач одержує необхідну кількість електроенергії необхідної якості при заданому ступені надійності. В даний час економічним критерієм, по якому визначається найбільше вигідний варіант, є мінімум приведених витрат, що обчисляються по формулі

, грн/рік, (5.6)

де Ен - нормативний коефіцієнт ефективності капіталовкладень (Ен = 0,12 1/рік);

К - сумарні капітальні вкладення, грн;

И - щорічні експлуатаційні витрати, що складаються з відрахувань від капітальних витрат на амортизацію ,поточний ремонт і обслуговування И_а і річних витрат на втрати електроенергії И_э:

, грн/рік.

Повні щорічні відрахування

, грн/рік,

де p - норма амортизаційних відрахувань на відновлення основних фондів і капітального ремонту приводиться у відсотках для різноманітних елементів електричної мережі в [5].

Витрати на втрати електроенергії протягом року:

, грн/рік,

де з_э - вартість 1 кВтрік втраченої електроенергії, що залежить від типу і потужності електростанцій, що живлять енергосистему, грн/кВтгод;

W - річні втрати електроенергії на аналізованій ділянці мережі, кВтгод.

Таким чином, формулу (5.6) можна записати в такому виді:

, грн/рік,

де I - струм, що протікає на ділянці, А;

R - активний опір ділянки мережі, Ом;

 - час максимальних утрат, год.

Для оцінки капітальних вкладень, необхідних для спорудження елементів електричної мережі, користуються укрупненими показниками вартості (УПВ), наведеними в [5].

При виборі матеріалу опор повітряних ЛЕП можна керуватися такими вказівками:

• дерев'яні опори використовуються тільки в лісових районах для одноколових ЛЕП 35-110 кВ

• залізобетонні опори застосовуються для напруги 35-330 кВ в основному для одноколових ЛЕП;

• металеві опори застосовуються для всіх напруг у всіх районах.

Оптимальним по техніко-економічних показниках є варіант, що характеризується мінімальними приведеними витратами. Рівноекономічними вважаються варіанти, що різняться по приведених витратах не більш ніж на 5%. У випадку рівноцінних варіантів виконання мережі перевага віддається варіанту з найбільш високою номінальною напругою мережі, більш простою схемою первинних з'єднань, більш зручної в експлуатації, більш перспективної з погляду розвитку.