Курсовой проект 3 по электроэнергетике

пряжений: 110/35/10/0,38 кВ, 110/35/20/0,38 кВ, 110/35/0,38 кВ, 110/20/0,38 кВ или 110/10/0,38 кВ [2]. На данном этапе проектирования выбор системы напряжений электроснабжения района может производиться без экономических расчётов, но, с учетом предельных длин сетей (приложение 8), количества ТП, приходящихся на одну BJI 10(35) кВ и мощностей ТП. При количестве ТП, приходящихся на одну ВЛ, до 5…8 штук, при мощности большинства ТП (70 – 80 %) более 100 кВ·А, максимальной длине до наиболее удаленной точки ВЛ более 35 км целесообразно выбрать систему напряжений 110/35/0,38 кВ. Если количество TП на одну ВЛ 10(35) кВ составляет 10 – 15 штук, а мощность большинства ТП (70-80%) более 100 кВ А и максимальная длина до наиболее удаленной точки ВЛ более 35 км, может оказаться целесообразным строительство подстанции 35/10 кВ вблизи «центра тяжести» нагрузок этих ТП и применение системы напряжений 110/35/10/0,38 кВ. Если длина до наиболее удаленной точки ВЛ не превышает 15 км, то целесообразно выбрать систему напряжений

110/10/0,38 кВ. Применение систем напряжений 110/20/0,38 кВ и 110/35/20/0,38

кВ в настоящее время считается нецелесообразным при проектировании развития систем электроснабжения для районов, где это напряжение до сих пор не применялось. Эта рекомендация соответствует как технико-экономическим расчетам самих сетей, так и дефициту оборудования на 20 кВ.

3.3Выбор количества ТП в населенном пункте

Критерием выбора оптимального количества ТП в заданном населенном пункте является минимум приведенных затрат. Однако на данном этапе проектирования еще неизвестны исходные данные, необходимые для определения этого критерия. Поэтому студентам рекомендуется ориентироваться на дополнительные критерии выбора количества ТП в населенном пункте. К таким критериям относятся протяжённость ВЛ 0,38 кВ, суммарная мощность подстанции и значения провала напряжения при запуске асинхронных электродвигателей.

Если радиус ВЛ 0,38 кВ принимается 0,5...0,7 км npи проектировании од-

ной ТП в населенном пункте, то целесообразно рассмотреть вариант установки двух и более ТП. При суммарной электрической нагрузке населенного пункта свыше 400 кВ А и невозможности обеспечения допустимой глубины провала напряжения при запуске электродвигателя также целесообразно рассмотреть вариант установки в населенном пункте двух и более подстанций.

При целесообразности установки двух и более подстанций в населенном пункте желательно проектировать электроснабжение производственных и ком- мунально-бытовых потребителей от разных подстанций. Место расположения ТП выбирается в центре «тяжести» электрических нагрузок, присоединенных к данной подстанции, координаты которого могут быть определены по формулам

[3]

X

∑n

Xi Si

Y

∑n

Yi Si

=

i=1

и

=

i=1

,

(4)

∑n

∑n

тп

Si

тп

Si

i=1

i=1

где Xi, Yi -координаты центров нагрузок потребителей, подключенных к ТП,

Si, - расчетная мощность на вводе i -го потребителя.

При выборе места расположения подстанции на плане населенного пункта оси координат и масштаб Х и У принимаются произвольно.

Окончательное местоположение подстанции выбирается с учётом удобства ее размещения, обслуживания и возможности взаимного резервирования между ТП по ВЛ 0,38 кВ, что необходимо для потребителей первой категории по надежности электроснабжения, таких, как больницы, инкубаторы, крупные животноводческие фермы, птицеводческие комплексы и др.

3.4 Расчет электрической нагрузки на участках ВЛ 0,38 кВ и подстанции

10(35)70,4 кВ

Расчетная электрическая нагрузка участков ВЛ 0,38 кВ и подстанции 10(35)/0,4 кВ определяются с учетом неодновременности включения потребителей, и применением для суммирования коэффициентов одновременности или добавок мощностей (формулы (2) и (3)). При этом к большей из двух (или трех)

нагрузок прибавляется добавка ∆S от меньшей. Отдельно рассчитывается дневной Sд и вечерний Sв максимумы нагрузок. Электрическая нагрузка ТП 10(35)/0,4 кВ получается суммированием нагрузки головных участков отходящих линий (по добавкам мощностей или с помощью ko). В вечернем максимуме нагрузки необходимо учитывать также нагрузку наружного освещения с коэффициентом одновременности, равным единице. За расчетную нагрузку принимается большая (в целом для линии или подстанции) из Sд и Sв.

При выборе количества трансформаторов на проектируемых подстанциях 10(35)/0,4 кВ принимаются во внимание категории надёжности электроснабжения потребителей. Если к отходящим от ТП 10(35)/0,4 кВ ВЛ 0,38 кВ подключены потребители I категории надежности электроснабжения, то необходимо на проектируемой подстанции 10(35)/0,4 кВ установить два трансформатора. Это связано с необходимостью обеспечения электроэнергией потребителей 1 категории по двум взаимно резервирующим ВЛ 0,38 кВ от двух независимых источников питания, причем переключение, электроснабжения потребителя на резервную ВЛ (или на резервный источник питания) должно производиться автоматически.

Для обеспечения надежности электроснабжения потребителей II категории, мощностью 250 кВт и более также проектируется двухтрансформаторная подстанция 10(35)/0,4 кВ, а при меньшей мощности – однотрансформаторная. Кроме того, электропитание потребителей II категории, не допускающих перерыва более 0,5 ч, осуществляется по двум ВЛ 0,38 кВ с возможностью ручного переключения с одной ВЛ на другую

При наличии в населенном пункте только потребителей III категории по надежности электроснабжения достаточно установить на ТП 10(35)/ 0,4 кВ

один трансформатор.

Номинальная мощность трансформаторов на однотрансформаторной подстанции 10(35)/0,4 кВ выбирается по экономическим интервалам нагрузок по приложению 9 или по [4] в зависимости от расчетной полной мощности, среднесуточной температуры окружающей среды и вида электрической нагрузки.

Номинальная мощность трансформаторов на двухтрансформаторной подстанции 10(35)/0,4 кВ определяется из условий их работы в нормальном и аварийном режимах. Если нет резервирования в сетях 0,38 кВ, то номинальная мощность трансформатора выбирается по условию:

SН ≥ Sрас , (5)

К

ПС

где Sрас – расчетная мощность, подстанции 10(35)/0,4 кВ, кВ-А;

КПС – коэффициент допустимой систематической перегрузки трансформатора подстанции.

Если в сетях 0,38 кВ применяется резервирование, то номинальную мощность трансформаторов на проектируемой подстанции 10(35)/0,4 кВ выбирают по двум условиям:

S	Н	≥	Sрас	,	S	Н	≥	Sрас + Sрез	,	(6)
			КПС					КПА

где Spез - электрическая нагрузка, резервируемая по сетям

0,38 кВ, кВ-А;

КПА – коэффициент допустимой аварийной перегрузки подстанции, зависящий от степени загрузки трансформатора до аварии, и достигающий значений 1,5...1,9.

Выбирать марку трансформатора, устанавливаемого на проектируемой

подстанции 10(35)/0,4 кВ, рекомендуется по приложению 13. Как правило, это ТМ - трансформатор масляный.

Все вновь сооружаемые и реконструируемые подстанции 10(35)/0,4 кВ в основном следует проектировать, применяя серийно выпускаемые комплектные трансформаторные подстанции (KТП), при этом рекомендуется учитывать следующее:

-схемы электрических соединений подстанций приняты на основании утвержденных типовых схем и технико-экономических расчетов,

-трансформаторы на таких КТП применяются с переключением ответвлений без возбуждения (ПБВ),

-чтобы использовать трансформаторы с регулировкой напряжения под нагрузкой (РПН), необходимо специальное технико-экономическое обоснование,

-трансформаторы мощностью до 250 кВ·А рекомендуется применять со схемой соединения обмоток звезда-зигзаг с выведенной нейтралью обмотки

0,4 кВ;

-рекомендуется использовать распределительное устройство 0,4 кВ с автоматическими воздушными выключателями,

-мачтовые подстанции допускается применять наравне с КТП;

-при проектировании электроснабжения крупных с.-х. комплексов рекомендуется предусматривать подстанции внутренней установки, размещаемые в пристройках или в производственных зданиях,

-подстанции закрытого типа (в зданиях) применяют в районах с расчетными температурами ниже минус 10 °С, со снежными заносами, с загрязнённой атмосферой, с пыльными бурями, со стесненной застройкой поселков городского типа или при сооружении с.–х. комплексов,

-закрытые мачтовые подстанции и KТП наружной установки не ограждают, если расстояние от земли до высоковольтных вводов не менее 4,5 м,

-при проектировании больших производственных с.-х. объектов мощности отдельных ТП 10(35)/0,4 кВ не должны превышать 1000 кВ·А.

3.5 Выбор трассы ВЛ 35-10 кВ, марки и сечения проводов

При выборе трассы BЛ 35-10 кВ целесообразно намечать ее возможно более прямолинейно, но в то же время следует избегать прокладки линии в лесу, по болотам и другим неудобным местам; излишних переходов через другие линии, дороги и прочие препятствия. На выбор трассы влияет наличие дорог в непосредственной близости oт нее, так как это обеспечивает дополнительные удобства монтажа и обслуживания будущей воздушной линии. Схемы сетей напряжением 35-10 кВ следует применять, как правило, радиальные, предполагая возможность резервирования от соседних трансформаторных подстанций

[2-4].

3.6 Расчет электрических нагрузок в BJI 35-10 кВ

Расчет электрических дневных и вечерних нагрузок на участках ВЛ 35-10 кВ проводится по формулам:

n−1	n−1
Sд = Ko ∑Sдi ;	Sв = Ko ∑Sвi ,	(7)
i=1	i=1

Если нагрузки потребителей отличаются более чем в 4 раза, то

n−1	n−1
Sд = Sдmax +∑∆Sдi ;	Sв = Sвmax +∑∆Sвi ,	(8)
i=1	i=1

где Ко - коэффициент одновременности, определяемый по приложению 11; Sдi, Sвi максимальная дневная и вечерняя электрическая нагрузка i-й ТП

10(35)/ 0,4 кВ, кВ А;

Sдmax, Sвmax - наибольшая из суммарных дневных и вечерних электриче-

ских нагрузок,

∆Sдi, ∆Sвi- добавки к мощностям, определяемые для меньшей суммируемой нагрузки (приложение 12).

Выбор марки и сечения проводов ВЛ 35-10 кВ проводится в следующем порядке:

1) рассчитывается эквивалентная мощность магистрали ВЛ 35-10 кВ по формуле:

n

∑Sуч2 i lучi

Sэкв = i=1 n , (9)

∑lучi i=1

где Sуч.i, - расчетная электрическая нагрузка i-го магистрального участка, кВ·А;

lуч.i - длина i-го магистрального участка, км,

2) рассчитывается эквивалентный ток магистрали по формуле

Iэкв =	Sэкв		,	(10)
	3U
		н

где Uн- номинальное напряжение воздушной линии, кВ,

3) определяется экономическое сечение магистрали ВЛ 35-10 кВ по формуле.

F =	Iэкв	,	(11)
э	jэк

где Jэк - экономическая плотность тока, равная Jэк = 0,4...0,8 А/мм2 для с.-х. районов (в проекте может приниматься j = 0,6 А/мм2);

4) по значению Fэ принимается ближайшее стандартное сечение привода

на магистрали марки АС, но не менее 70 мм; 5) определяется экономическое сечение отпаек ВЛ 35-10 кВ по формуле

	Fэ =	Sуч'	,	(12)
		i

3 Uн jэк

где Sуч' i – расчетная электрическая нагрузка i-го участка отпайки, кВ·А;

6) по значению Fэ, на участках отпаек принимается ближайшее стандартное сечение провода мирки АС, по не менее 35 мм2 для BЛ-10 кВ и не менее 50 мм2 для ВЛ 20-35 кВ.

3.7 Расчет потери напряжения ВЛ 35-10 кВ

Для всех участков ВЛ 35-10 кВ следует рассчитать потери напряжения в вольтах и процентах:

	∆U =	S	расч	(r0 cosϕ + x0 sinϕ)li		,	В,
			i
				Uн			(13)
			Sрасч (r0 cosϕ + x0 sinϕ)li
	∆U% =						, %,
				Uн2	10
				i

где Spacчi, – расчетная максимальная нагрузка i-го участка, кВ·А; li – длина i-го участка, км;

r0 и х0 – удельные активное и индуктивное сопротивления проводов, Ом/км (приложения 14 и 15);

cosϕ – коэффициент мощности (приложение 16).

Потери электрической мощности ∆P и энергии ∆W для участков ВЛ 35-10 кВ определяются по формулам

	S 2			r l 10−3
∆P =		расч			0	i	,
			i
					Uн2			(14)
		S	2		r l τ 10−3
∆W =			расч		0	i		,
			i

Uн2

где τ – время максимальных потерь, ч (приложение 17).

Потери электрической мощности и энергии в трансформаторах 10(35)/0,4 определяются по формулам

S			расч		2
∆PТ = ∆Pх + ∆Pк					,кВт;
SТном
		S		расч		2
∆WТ = ∆Pх 8760 +∆Pк							τ,кВт ч;	(15)
		SТном

где ∆Рх и ∆Рк - потери мощности холостого хода и короткого замыкания в трансформаторах, (приложение 13), кВт;

SТном - номинальная мощность трансформатора, кВ·А.

3.8 Выбор средств повышения надежности электроснабжения

Для обеспечения надежного электроснабжения потребителей в курсовом проекте необходимо предусмотреть следующие технические мероприятия:

-резервирование электроснабжения потребителей I и II категории по сетям 35...10 кВ путем сооружения перемычек между магистральными частями линии различных подстанций,

-разукрупнение подстанций 10(35)/0,4 кВ населенного пункта и разделение питания для с.-х. производства и коммунально-бытового сектора,

-секционирование сети 10 кВ при помощи секционирующих выключателей (СВ) с АПВ, а также разъединителей.

Выбор количества автоматических секционирующих аппаратов (выключателей) и пунктов автоматического включения резерва, обеспечивающий нормальный уровень надёжности электроснабжения, осуществляется в зависимо-

сти от суммарной длины lΣ и суммарной нагрузки РΣ линий 10 кВ по номограммам, приведённым в приложении 18. Место расположения автоматического секционирующего аппарата выбирается на магистрали BЛ 10 кВ между двумя точками, одна из которых делит линию примерно на равные части по длине, а вторая - на примерно равные части по электрической нагрузке.

Разъединители устанавливают на ответвлениях от магистрали ВЛ10 кВ при их длине более 2,5 км и на магистрали через каждые 3,5 км, включая ответвления, на которых они не были установлены.

3.9 Определение допустимых потерь напряжения в ВЛ

Для оценки качества напряжения у потребителей составляется таблица отклонений напряжения, из которой определяется допустимая потеря напряжения в линиях 0,38 кВ. Согласно ГОСТ 13109-97 отклонения напряжения у с.-х. потребителей не должно превышать ±5 % в нормальном (рабочем) режиме.

С помощью таблицы отклонений напряжения осуществляется выбор оптимальных надбавок на трансформаторах ТП 10(35)/0,4 кВ и рассчитываются допустимые потери напряжения в линиях 10(35) и 0,38 кВ.

При этом рассматриваются граничные условия, справедливо считая что, если в них возможно обеспечить требуемые уровни напряжения у потребителей, то и для потребителей остальных ТП линий это удаётся сделать.

Таблица составляется для ближайшего (к шинам центра питания) и удаленного ТП 10(35)/0,4 кВ. При этом рассматриваются уровни напряжений как у ближайшего, так и удаленного потребителей этих ТП, в двух режимах: минимальной и максимальной нагрузки. В с.–х. районах минимальная электрическая нагрузка по статистическим данным составляет 25 % от максимальной.

В левую колонку таблицы заносят все элементы спроектированной схемы