Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях. Расчет мощности источника сети кольцевой схемы. Технико-экономическое сопоставление вариантов развития сети. Проектирование электроснабжения аккумуляторной станции. Разработка схемы электроснабжения.
Аннотация к работе
С учетом требуемой надежности электроснабжения объектов и с учетом наименьшей длины линий примем для дальнейшего рассмотрения три варианта - лучевую схему с суммарной длиной линий 164,22 км, радиальную схему 1 - 123,11 км, радиальную схему 3 , длиной линий 124,26 км. Аналогично рассчитываются токи и сечения проводников на других участках и для других схем, результаты сводим в таблицу 3. Если подстанция питает потребителей I и II категорий, на ней должны быть установлены трансформаторы такой мощности, при которой обеспечивалось бы питание одним трансформатором потребителей таких категорий с допустимой перегрузкой до 40% на время не более 6 часов, в течение 5 суток. для радиалльной схемы: Аналогично произведем расчеты для остальных подстанций и для других схем и полученные результаты сведем в таблицу 5. Выбор схем электрических соединений распределительных устройств подстанций выполняется на стороне высшего напряжения и на стороне низшего напряжения подстанций, но схемы на стороне низшего напряжения подстанций не зависят от варианта развития электрической сети.Произведен расчет сети Новоаннинского района Волгоградской области, обеспечивающий потребителей электроэнергией в соответствии с категорией. По выбранной схеме был произведен расчет токов короткого замыкания, на основе которого был произведен выбор коммутационной и измерительной аппаратуры.Рисунок А.
Введение
Целью данной работы является проектирование сети Новоаннинского энергорайона. Проектирование проводится с соблюдением требования к надежности электроснабжения потребителей ГОСТ 19434-84. Выбор схемы электроснабжения обосновывается технико-экономическими расчетами. Рассматривается возможность повышения экологичности городского транспорта за счет применения альтернативных источников электроэнергии.
Проектирование электрической сети, включая разработку схем развития сети и схемы подстанций, является одной из основных задач развития энергетических систем, обеспечивающих надежное и качественное электроснабжение потребителей.
При проектировании электроснабжения района решается ряд задач: - выбирается более экономичный вариант схемы сети
- исследуется работы сети при различных режимах
- выбор основного и вспомогательного электрооборудования проектируемых подстанций и проверка его на срабатывание токов короткого замыкания.
Проектирования аккумуляторной станции включают в себя ряд задач: 1) Анализ современный мировой опыт использования городского транспорта на основе электрического привода.
2) Определение состава оборудования зарядной станции и определение пиковой потребляемой мощности;
3) Разработка схемы электроснабжения от альтернативных источников электроэнергии и от ПС «Новоаннинская»;
1. Исходные данные
В соответствии с правилами устройства электроустановок (далее па тексту ПУЭ) район Волгоградской области относится к 2 ветровому району, по толщине стенки гололеда к 3 району, нормативная толщина стенки гололеда 10 мм.
В состав потребителей на всех подстанциях входят потребители только третьей категории. Мощность и коэффициент мощности указаны ниже в таблице 1.
Таблица 1 - Характеристика потребителей
Наименование потребителя S, МВА
Галушенский 4,6 0,96
Черкесовский 9,4 0,8
Краснокоротовский 6 0,97
Староаннинская 3,6 0,93
Бочаровский 8,4 0,86
Панфилово 7,2 0,81
Тростянский 5,4 0,96
Для упрощения изображения схем сети в дальнейшем примем следующие обозначения узлов: ПС «Галушенская» - 1, ПС «Бочаровская» - 5, ПС «Черкесовская» - 2, ПС «Панфилово» - 6, ПС «Краснокоротовская» - 3, ПС «Тростянская» - 7, ПС «Староаннинская» - 4, ПС «Новоаннинская» -ИП кольцевой трансформатор аккумуляторный станция
2. Разработка вариантов развития сети
Радиальная схема 1 Радиальная схема 2
Лучевая схема Радиальная схема 3
Радиальная схема 4
Рисунок 1 - Варианты развития сети
С учетом требуемой надежности электроснабжения объектов и с учетом наименьшей длины линий примем для дальнейшего рассмотрения три варианта - лучевую схему с суммарной длиной линий 164,22 км, радиальную схему 1 - 123,11 км, радиальную схему 3 , длиной линий 124,26 км.
2.1 Выбор номинального напряжения сети
Напряжение сети зависит от нескольких факторов: - мощность потребителей;
- удаленность их от источника питания;
- района сооружения сети и класса номинального напряжения существующей сети.
Выбор напряжения определяется экономическими факторами; при увеличении номинального напряжения возрастает капиталовложения в сооружение сети, но за счет снижения потерь электроэнергии уменьшаются эксплуатационные издержки.
В практике проектирования для выбора рационального напряжения используются кривые, данные по пропускной способности и дальности линий электропередачи или эмпирические формулы, в частности, формула Залесского, дающая удовлетворительные результаты для шкалы напряжений до 60 КВ, и длины линии до 1000 км где L - длина линии на рассматриваемом участке;
- переток мощности на рассматриваемом участке.
Расчет радиальной схемы 1 для участка 1-3: Выбираем номинальное напряжение на участке 1-3 35 КВ
По наибольшему значению напряжения на участках радиальной схемы выбираем класс номинального напряжения, полученные значения сводим в таблицу 2.
Таблица 2 - Выбор номинального напряжения
Участок сети Длина участка, км Напряжение, КВ расчетное табличное
Радиаль 1
1-3 22,5 27,5 35
2-3 11,24 33,62 35
3-ИП 13,5 52,5 110
4-ИП 11,24 22,44 35
7-6 28,11 30,5 35
6-5 20,8 43,1 110
5-ИП 16,87 54,3 110
Радиаль 3
1-3 22,5 27,5 35
2-3 11,24 33,62 35
3-ИП 13,5 52,5 110
7-6 28,11 30,5 35
6-5 20,8 43,1 110
5-4 16,87 54,3 110
4-ИП 11,24 57 110
Лучевая схема
1-ИП 32,61 28,65 35
2-ИП 22,5 35,88 35
3-ИП 13,5 30 35
4-ИП 11,24 22,44 35
5-ИП 16,87 34,2 35
6-ИП 22,5 31,56 35
7-ИП 45 32,25 35
2.2 Выбор сечений проводов воздушных линий электропередач
Выбор сечения проводов ВЛ электропередачи 35-500КВ можно выполнять по экономическим интервалам и по экономической плотности тока.
Для воздушных линий выбираем сталеалюминевые провода марки АС. для кольцевой схемы: Для выбора сечения необходимо определить токи в сети. Нагрузочные токи сети определяются по соотношению (5):
где - коэффициент мощности
Р - активная мощность
- номинальное напряжение
; ;
Аналогично рассчитываются токи и сечения проводников на других участках и для других схем, результаты сводим в таблицу 3.
Таблица 3 - Выбор сечения проводников для вариантов сети
Линия Ток участка, А Напряжение, КВ Число цепей и сечение Іав, А Ідоп, А Радиальная (схема 1)
1-3 76 35 1 АС-70 76 265
2-3 155 35 1 АС-70 155 265
3-ИП 261 110 1 АС-70 261 265
4-ИП 59 35 1 АС-70 59 265
7-6 89 35 1 АС-70 89 265
6-5 127 110 1 АС-70 127 265
5-ИП 171 110 1 АС-70 171 265
Радиальная (схема 4)
1-3 76 35 1 АС-70 76 265
2-3 155 35 1 АС-70 155 265
3-ИП 261 110 1 АС-70 261 265
7-6 89 35 1 АС-70 89 265
6-5 127 110 1 АС-70 127 265
5-4 171 110 1 АС-70 171 265
4-ИП 190 110 1 АС-70 190 265
Лучевая (схема 3)
1-ИП 76 35 1 АС-70 76 265
2-ИП 155 35 1 АС-70 155 265
3-ИП 99 35 1 АС-70 99 265
4-ИП 59 35 1 АС-70 59 265
5-ИП 139 35 1 АС-70 139 265
6-ИП 119 35 1 АС-70 119 265
7-ИП 89 35 1 АС-70 89 265
Таблица 4 - Параметры линий электропередач, разрабатываемых вариантов сети
Линия Напряжение, КВ Число цепей и сечение r0, Ом/км x0, Ом/км b0, МКСМ/км
Радиальная (схема 1)
1-3 35 1 АС-70 0,428 0,432 0
2-3 35 1 АС-70 0,428 0,432 0
3-ИП 110 1 АС-70 0,428 0,444 2,5
4-ИП 35 1 АС-70 0,428 0,432 0
7-6 35 1 АС-70 0,428 0,432 0
6-5 110 1 АС-70 0,428 0,444 2,5
5-ИП 110 1 АС-70 0,428 0,444 2,5
Радиальная (схема 4)
1-3 35 1 АС-70 0,428 0,432 0
2-3 35 1 АС-70 0,428 0,432 0
3-ИП 110 1 АС-70 0,428 0,444 2,5
7-6 35 1 АС-70 0,428 0,432 0
6-5 110 1 АС-70 0,428 0,444 2,5
5-4 110 1 АС-70 0,428 0,444 2,5
4-ИП 110 1 АС-70 0,428 0,444 2,5
Лучевая (схема 3)
1-ИП 35 1 АС-70 0,428 0,432 0
2-ИП 35 1 АС-70 0,428 0,432 0
3-ИП 35 1 АС-70 0,428 0,432 0
4-ИП 35 1 АС-70 0,428 0,432 0
5-ИП 35 1 АС-70 0,428 0,432 0
6-ИП 35 1 АС-70 0,428 0,432 0
7-ИП 35 1 АС-70 0,428 0,432 0
Анализ распределения тока в кольцевой, радиальной и смешанной сети показал, что для всех участков выбранные сечения соответствуют условиям надежности.
2.3 Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях
Условия выбора: 1)
2)
3)
Выбор количества трансформаторов (автотрансформаторов) зависит от требований к надежности электроснабжения потребителей и является технико-экономической задачей.
В практике проектирования на подстанциях всех категорий предусматривается, как правило, установка двух трансформаторов. Установка одного трансформатора рекомендуется только в случае питания потребителей III категории при наличии в сетевом районе передвижной подстанции, обеспечивающей замену трансформатора в течение суток.
Мощность трансформатора в нормальных условиях должна обеспечить питание электрической энергией всех потребителей, подключенных к данной подстанции. Если подстанция питает потребителей I и II категорий, на ней должны быть установлены трансформаторы такой мощности, при которой обеспечивалось бы питание одним трансформатором потребителей таких категорий с допустимой перегрузкой до 40% на время не более 6 часов, в течение 5 суток. Следует учитывать, что при аварии с одним из трансформаторов допускается отключение потребителей III категории. Мощность трансформатора может быть определена ориентировочно по выражению:
где - наибольшая нагрузка подстанций;
для радиалльной схемы: Аналогично произведем расчеты для остальных подстанций и для других схем и полученные результаты сведем в таблицу 5.
Таблица 5 - Мощности трансформаторов
Узел , МВА , МВА , МВА
Радиальная (схема 1)
Галушенская (1) 4,6 4,6 6,3 0,73 0,73
Черкесовская (2) 9,4 9,4 10 0,94 0,94
Краснокоротовская (3) 20 20 10/16 0,77 1,25
Староаннинская (4) 3,6 3,6 4 0,9 0,9
Бочаровская (5) 8,4 8,4 10 0,84 0,84
Панфилово (6) 12,6 12,6 6,3 1 2
Тростянская (7) 5,4 5,4 6,3 0,86 0,86
Радиальная (схема 4)
Галушенская (1) 4,6 4,6 6,3 0,73 0,73
Черкесовская (2) 9,4 9,4 10 0,94 0,94
Краснокоротовская (3) 20 20 10/16 0,77 1,25
Староаннинская (4) 3,6 3,6 2,5 0,72 1,4
Бочаровская (5) 8,4 8,4 10 0,84 0,84
Панфилово (6) 12,6 12,6 6,3 1 2
Тростянская (7) 5,4 5,4 6,3 0,86 0,86
Лучевая (схема 3)
Галушенская (1) 4,6 4,6 6,3 0,73 0,73
Черкесовская (2) 9,4 9,4 10 0,94 0,94
Краснокоротовская (3) 6 6 6,3 0,95 0,95
Староаннинская (4) 3,6 3,6 4 0,9 0,9
Бочаровская (5) 8,4 8,4 10 0,84 0,84
Панфилово (6) 7,2 7,2 10 0,72 0,72
Тростянская (7) 5,4 5,4 6,3 0,86 0,86
Параметры, выбранных трансформаторов сведем в таблицу 6.
Таблица 6 - Параметры выбранных трансформаторов
№ узла Тип и число трансформаторов S НОММВА Uвн, КВ Uk, % ?РКЗ,КВТ ?РХХ, КВТ Іхх, % Rt, Ом Хт, Ом ?QХ, КВАР
Выбор схем электрических соединений распределительных устройств подстанций выполняется на стороне высшего напряжения и на стороне низшего напряжения подстанций, но схемы на стороне низшего напряжения подстанций не зависят от варианта развития электрической сети.
Наиболее дорогостоящим оборудованием распределительных устройств являются высоковольтные выключатели, и поэтому выбор схем распределительных устройств выполняется только с целью определения числа их ячеек.
Таблица 7 - Определение числа ячеек выключателей
Узел Число присоединений Число ячеек выключателей Схема распределительного устройства
Линий Трансформаторов 110 35
Радиальная (схема 1)
ПС 4 2 3 2 Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линии; Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии
1 1 1 1 Блок с выключателем
2 1 1 1 Блок с выключателем
3 3 2 2 2 Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии
4 1 1 1 Блок с выключателем
5 1 1 1 Блок с выключателем
6 3 2 2 2 Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии
7 1 1 1 Блок с выключателем
Всего: 7 (110), 11 (35) выключателей
Радиальная (схема 4)
ПС 4 2 3 2 Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линии; Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии
1 1 1 1 Блок с выключателем
2 1 1 1 Блок с выключателем
3 3 2 2 2 Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии
4 1 1 2 0 Заход-выход
5 1 1 2 0 Заход-выход
6 1 1 1 1 Два блока с выключателями
7 1 1 1 Блок с выключателем
Всего: 9(110); 9 (35) выключателей
ПС 4 2 3 2 Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линии; Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии
1 1 1 1 Блок с выключателем
2 1 1 1 Блок с выключателем
3 1 1 1 Блок с выключателем
4 1 1 1 Блок с выключателем
5 1 1 1 Блок с выключателем
6 1 1 1 Блок с выключателем
7 1 1 1 Блок с выключателем
Всего: 3 (110); 9 (35) выключателя
Чертежи радиальных и лучевой схемы представлены в
Приложении А на рисунках А.1 - А.2.
2.5 Технико - экономическое сопоставление вариантов развития сети
Общие положения
Варианты, подлежащие технико-экономическому сравнению, должны быть технически и экономически сопоставимы, то есть обеспечивать одинаковую передаваемую мощность и качество электроэнергии в нормальных и послеаварийных режимах работы сети. При сопоставлении схем с разной степенью надежности должна учитываться величина ущерба народному хозяйству от вероятного нарушения электроснабжения. В этом случае подсчет приведенных затрат производится по следующей формуле:
где - нормативный коэффициент эффективности (в энергетике = 0,12);
- соответственно капитальные вложения в линии и подстанции;
- соответственно издержки на амортизацию и обслуживание линий , подстанций и - издержки на возмещение потерь энергии в электрических сетях;
У - математическое ожидание народнохозяйственного ущерба от нарушения электроснабжения.
Определение капитальных вложений производится обычно по укрупненным стоимостным показателям для всего оборудования подстанций и ЛЭП. Ежегодные издержки и определяются суммой отчислений от капитальных вложений и где - соответственно коэффициенты отчислений на амортизацию и обслуживание для линий и подстанций.
Издержки на возмещение потерь энергии в линиях и трансформаторах определяются по формуле:
где - удельная стоимость потерь активной энергии;
- суммарные переменные потери мощности в сети в режиме максимальных нагрузок;
- число часов максимальных потерь в году, - суммарные потери холостого хода трансформаторов.
Учет фактора надежности производится путем определения среднегодового ущерба от нарушений электроснабжения. В случае питания потребителя по одной линии ущерб У при ее аварийном отключении можно оценить по выражению:
где ? - удельный годовой ущерб от аварийных ограничений электроснабжения;
- максимальная нагрузка потребителя;
- коэффициент вынужденного простоя;
? - степень ограничения потребителя (? = 1 при полном отключении потребителя, ? < 1 при частичном отключении).
где - число последовательно включенных элементов сети;
- среднее время восстановления элемента i , - параметр потока отказов элемента i.
Необходимо иметь в виду, что варианты схемы с разными номинальными напряжениями изза различной стоимости аппаратуры и разных величин потерь электроэнергии могут сравниваться только по приведенным затратам с учетом оборудования подстанций потребителей и потерь энергии в них.
На основании анализа результатов расчета выбираются два варианта с меньшими приведенными затратами.
Варианты схем считаются экономически равноценными, если разница в приведенных затратах равна или менее 5%. В таком случае следует выбирать варианты схем: а) с более высоким напряжением;
б) с более высокой надежностью электроснабжения;
в) с более высокой оперативной гибкостью схемы;
г) с меньшим расходом цветного металла на провода ВЛ и с меньшим необходимым количеством электрической аппаратуры;
д) с лучшими возможностями развития сети при росте нагрузок или при появлении новых пунктов потребления электроэнергии.
Расчет радиальной схемы 1: Участок 3-1. Он предполагает присоединение узла 1 к узлу 3 по одной линии АС-70 с установкой на подстанции одного трансформатора ТМН-6300/35.
Капиталовложения в линию:
где С - стоимость 1 км линии;
l - длина линии, n - число параллельных линий.
С = 297,3 тыс.руб./км, Капиталовложения в подстанцию включают стоимость трансформаторов и РУ высшего напряжения. Стоимость РУ низшего напряжения незначительна, вследствие невысокой стоимости выключателей. Расчетная стоимость трансформатора ТМН-6300/35 составляет 24 тыс. руб., стоимость ячейки выключателя 35 КВ - 24 тыс. руб., тогда: тыс. руб., тыс. руб.
Ежегодные издержки на амортизацию и обслуживание для линий составляют 2,9%, для подстанций 35 КВ - 5%, соответственно , .
Для определения издержек на покрытие потерь электроэнергии необходимо найти параметры схемы замещения сети:
где ;
Тогда
Суммарные потери холостого хода трансформаторов
Потери мощности в максимальном режиме ток определен при выборе сечений, , тогда Число часов максимальных потерь
Удельная стоимость потерь электроэнергии составляет 9,7 коп./КВТ•ч, тыс.руб./МВТ•ч. Питание потребителей может быть аварийно прекращено и ущерб, связанный с перерывом питания, будет рассчитываться по формуле (9).
При его расчете следует учесть два последовательно включенных элемента: линию и трансформатор ( n= 2), при полном отключении ? = 1, удельный ущерб а = 6 тыс. руб./КВТ = 6• тыс. руб./МВТ, = 4,42 МВТ.
Параметры потока отказов линии отказ/год на 100 км, трансформатора отказ/год. Среднее время восстановления для линии лет/отказ, трансформатора лет/отказ при наличии в системе резервного трансформатора. тыс. руб.
Аналогичные расчеты для других участков кольцевой, радиальной и смешанной схем сведем в таблицу 7.
Таблица 7 - Расчетные экономические показатели схем развития сети
Результаты расчетов составляющих затрат и сопоставление вариантов сведем в таблицу 8.
Таблица 8 - Экономическое сопоставление вариантов развития сети
№ варианта З, отн. ед. тыс. руб.
Радиальная1 36600,7 608 37208,7 5584 11241,9 1,76
Радиальная3 20543,7 647 21190,7 3129 6419,9 1,00
Лучевая 30816 256 31072 9756 14498,1 1,8
Анализ результатов сопоставления вариантов развития сети показывает, что наиболее экономичными являются схема 1 и схема 4.
2.6 Расчет установившихся режимов сети максимальных нагрузок
Расчет установившихся режимов выполняется с целью выявления уровней напряжения в узлах сети, анализа их допустимости и выбора, при необходимости, средств регулирования напряжения с целью ввода режима в допустимую область по уровням напряжений.
Основными этапами расчета и анализа режимов являются следующие: -составление схемы замещения и расчета ее параметров для наиболее экономичного варианта сети;
-расчет установившихся режимов в нормальных и послеаварийных режимах;
-анализ уровней напряжений в узлах сети и выбор средств регулирования напряжения с целью соблюдения требований ГОСТ по напряжению;
-результаты расчетов нормальных и послеаварийных режимов наносят на схему сети с указанием мощностей выбранных компенсирующих устройств и отпаек на трансформаторы.
Схема замещения для расчета радиальной схемы представлена на рисунке 2.
Рисунок 2 - Схема замещения радиальной схемы
Таблица 9 - Параметры узлов сети
№ узла ,КВ Мощности нагрузки
P, МВТ Q, МВАР
ПС 110 - -
1 35 4,42 1,3
2 35 7,52 5,64
3 110 5,82 1,46
4 110 3,35 1,32
5 110 7,22 4,29
6 110 5,83 4,22
7 35 5,18 1,51
Таблица 10 - Параметры ветвей сети
№ узла R, Ом Х, Ом В, МКСМ нач. кон.
Смешанная (схема 3)
1 3 9,63 9,72 0
1 Т 1,4 14,6 0 0,011
2 3 4,81 4,81 0
2 Т 0,88 10,1 0 0,011
3 ПС 5,78 5,99 -33,75
3 Т 5,4 88 0 0,004
7 6 12,03 12,14 0
7 Т 1,4 14,6 0 0,011
6 5 8,9 9,24 -52
6 Т 20 225 0 0,32
5 4 7,22 7,49 -42,18
5 Т 7,95 139 0 0,004
4 ИП 4,81 4,99 -28,1
4 Т 42,6 508 0 0,32
Потери мощности и потери в трансформаторах на каждом участке схемы: Для участка 7-6: Полная мощность конца линии В-Г:
а) активные потери в трансформаторе:
б) реактивные потери в трансформаторе:
в) генерирующие мощности на линиях:
г) потери активной мощности б) потери реактивной мощности
.
Полная мощность начала линии 7-6 с учетом потерь:
Аналогично расчеты проводятся для остальных участков смешанной схемы, результаты сводим в таблицу 11.
Таблица 11 - Перетоки мощности схем развития сети при максимальных нагрузках
Линия Мощность начала линий, МВА Мощность конца линий, МВА Потери в линии, МВА Потери в трансформаторах, МВА Генерирующие мощности линии, МВА
2.7 Выбор средств регулирования напряжения для радиальной схемы
В соответствии с ГОСТ напряжение на шинах потребителя в нормальных режимах работы должно находится в интервале от 0,95 Uном до 1,05 Uном. Если напряжения на шинах потребителя находятся в указанной зоне, но не равны номинальным, то следует выполнить регулирование напряжений установленными средствами регулирования. Требуемые напряжения на шинах подстанций для рассматриваемой сети, их расчетные значения до и после регулирования приведены в таблице 13.
Из таблицы видно, что отпайки для радиальной схемы не требуются.
2.8 Выбор оборудования для радиальной схемы.
Расчетные условия для выбора проводников и аппаратов
Расчетные токи продолжительного режима в цепи двухобмоточного трансформатора на стороне ВН и НН:
где S/ном.т - номинальная мощность трансформатора следующего на порядок выше по шкале ГОСТ номинальной мощности, МВА;
Uном - номинальное напряжение трансформатора, КВ;
Тогда на стороне ВН:
Тогда на стороне НН:
2.8.1 Выбор гибких подвесных токопроводов 110 КВ
В РУ 110 КВ применяется гибкая ошиновка, выполненная проводами АС. Выбор сборных шин проводится по току Імакс = 261 А. Принимается провод АС-70/11, q = 70 мм2, d = 11,4 мм2, Ідоп = 265 А.
Проверка сечения на нагрев производится по следующему выражению, А;
261< 265.
Проверка шин на электродинамическое действие тока к.з. не производится, так как ІП0 < 20 КА согласно ПУЭ.
Проверка на термическое действие токов к.з.: Минимальное сечение по термической стойкости, мм2:
где С =95 А?с1/2 /мм2;
Для того чтобы определить рассчитаем токи к.з.: Выбор базовых величин: Sб = 40 МВА, Uб = 115 КВ
Базисный ток определяем по формуле:
Сопротивления элементов сети: Расчет сопротивлений производим в относительных величинах.
Сопротивления источника питания:
Сопротивление шин:
Определяем результирующие сопротивления до точки К.1: Индуктивное
Активное
Периодическая составляющая тока к.з.:
Ударный ток к.з.:
Расчеты для остальных точек к.з. сведем в таблицу 14.
Таблица 14 - Расчет токов к.з. для радиальной схемы
Участок Точка К.З КУ ІК.З. ІУ
ПС-3 К1 1,61 0,021 0,05
К2 1,61 0,012 0,03
3-1 К1 1,61 0,021 0,05
К3 1,61 0,01 0,023
3-2 К1 1,61 0,021 0,05
К4 1,61 0,01 0,023
ПС-4 К1 1,61 0,021 0,05
К5 1,61 0,013 0,03
4-5 К1 1,61 0,021 0,05
К6 1,61 0,0077 0,18
5-6 К1 1,61 0,021 0,05
К7 1,61 0,0052 0,001
6-7 К1 1,61 0,021 0,05
К8 1,61 0,004 0,01
Тогда,
где тепловой импульс тока к.з., Та- постоянная времени затухания апериодической составляющей тока к.з., время срабатывания релейной защиты, время отключения к.з.
16,36 < 70 мм2
Проверка по условиям коронирования: Начальная критическая напряженность электрического поля Е0, КВ/см;
где m - коэффициент, учитывающий шероховатость поверхности провода (для многопроволочных проводов m = 0,82); ro - радиус провода, см;
Напряженность электрического поля около поверхности провода Е, КВ/см;
где Dcp - среднее геометрическое расстояние между проводами фаз, см;
Dcp =1,26 ? D - при горизонтальном расположении фаз, где D - расстояние между соседними фазами (D= 200 см);
Условие проверки наличия короны, КВ/см;
29,14< 31,5.
Из расчетов следует, что провод АС-70/11 проходит по условиям коронирования.
2.8.2 Выбор выключателей, разъединителей и ограничителей перенапряжения
В РУ с высшим напряжением 110КВ устанавливаются малообъемные масляные, вакуумные или элегазовые выключатели.
Выбор выключателей производится по следующим параметрам: - по напряжению:
- по включающей способности
- по отключающей способности:
- по электродинамической стойкости:
- по термической стойкости:
По данным условиям выбираются элегазовые выключатели ВГУ-110/2000/40 УХЛ 1 для РУ ВН.
Выбор разъединителей выполняется по следующим параметрам: - по напряжению установки
(39) по току
(40)
- по электродинамической стойкости где - предельный сквозной ток к.з. ( амплитуда и действующее значение);
- по термической стойкости
По данным условиям по каталогу выбираются разъединители типа
РНДЗ-110\1000У1, данные расчетов и каталожные данные сведены в таблицу 15.
Таблица 15 - Данные выключателя и разъединителя на стороне ВН
В ремонтной перемычке устанавливаются два разъединителя РНДЗ.2-110-1000 У1, на линиях 110 КВ устанавливаются разъединители РНДЗ.1-110-1000 У1. В перемычке РУ ВН устанавливается выключатель ВГУ-110/2000/40 УХЛ1 и два разъединителя РНДЗ.1-110-1000 У1.
Ограничители перенапряжения (ОПН) выбираются по номинальному напряжению установки: - защита подходящих линий 110 КВ - ОПН - 110 У1;
- защита силового трансформатора - ОПН - 110 У1;
- защита РУ 35 КВ - ОПН - 35 У1.
2.8.3 Выбор трансформаторов тока и напряжения
На стороне 110 КВ устанавливается ТФЗМ 110Б-I У1, выбор которого приведен в таблице 16.
Таблица 16 - Выбор трансформатора тока на стороне 110 КВ.
Расчетные данные Каталожные данные
Uyct=110 КВ Uном=110 КВ
Imax=261 А Іном=600 А іу=7,25 КА ідин=84 КА
Вк=3,278 КА2.с Вк =162.3=768 КА2.с
Таблица 17 - Вторичная нагрузка ТТ в цепи ЛЭП 110КВ
Прибор Тип Нагрузка фазы, А А С
Амперметр Э-335 0,5 -
Ваттметр Д-335 0,5 0,5
Варметр Д-335 0,5 0,5
Продолжение таблицы 17
Счетчик активной энергии(2шт.) САЗ-И681 2*2,5 2*2,5
Итого 6,5 6,0
Общее сопротивление приборов rприб, Ом;
Допустимое сопротивление проводов rприб, Ом;
Трансформаторы напряжения для питания электроизмерительных приборов выбираются по напряжению установки, по конструкции и схеме соединения обмоток, по классу точности, по вторичной нагрузке. Трансформаторы напряжения запитываются от сборных шин РУ.
Примем к установке трансформаторы типа ЗНОГ - 110-79У3. Трансформаторы имеют две вторичных обмотки: основную на В и дополнительную на 100 В. Для класса точности 0,5 трансформатор имеет номинальную мощность вторичной цепи 400 В·А, а для класса точности 1- 600В·А.
Таблица 18 - Вторичная нагрузка ТН в цепи ЛЭП 110КВ
Прибор Тип S одной обмотки ВА Число обмоток Число ПРИБОРОВПОТРЕБЛЯЕМАЯ мощность
Суммарная потребляемая мощность 100 В·А обеспечит класс точности 0,5.
3. Проектирование электроснабжения аккумуляторной станции от ПС «Новоанниская» в Новоаннинском районе с использованием альтернативных источников электроэнергии.
3.1 Особенности автомобилей на основе электрического привода
Основная задача разработчиков электромобилей - создать модель, конкурентоспособную автомобилю с ДВС. Модель имеет алюминиевый кузов с композитными внешними панелями. Батарея состоит из 26 12-вольтовых свинцово-кислотных аккумуляторов. Напряжение на зажимах батареи 312 В, запасаемая энергия 22 КВТ-час, емкость 53 А-час. На аккумуляторную батарею приходится почти половина массы электромобиля.
Транзисторный инвертор преобразует постоянное напряжение 312 вольт в трехфазное переменное с управляемой частотой тока, подаваемое на электродвигатель мощностью 137 л. с. с оборотами 7000... 13500 в минуту. Двигатель подключен к передним колесам через односкоростную понижающую коробку передач. Аккумуляторная батарея может быть полностью заряжена за 6 часов от внешнего зарядного устройства, подключаемого через трансформатор к бытовой электросети 220 В/10 А. При торможении производится рекуперация энергии, имеется ABS, гидроусилитель руля, компьютерная система управления климатом салопа и т. п.
Эксплуатационные характеристики электромобилей, как правило, хуже, чем у автомобилей с ДВС. Основным ограничением при эксплуатации электромобилей является их малый радиус действия. Средний автомобиль с ДВС и полным баком горючего проходит 750...1100 км, бак может быть заправлен за 5...10 минут. Современный электромобиль проходит до перезарядки менее 180 км, заряд батареи занимает несколько часов.
Малый радиус действия электромобилей объясняется низкой плотностью запасаемой энергии в аккумуляторе. Для кислотно-свинцового аккумулятора этот показатель составляет 30...35 Вт-час/кг, что значительно меньше, чем для стандартного автомобильного топлива - 12000 Вт-час/кг.
Скорость и ускорение электромобилей меньше, чем у автомобилей с ДВС. Для движения по шоссе это очень важно. Гоночные электромобили на короткое время способны развить скорость более 200 км/час. На серийных электромобилях производители ограничивают скорость до 120 км/час. В основном электромобили отвечают требованиям для вождения в черте города.
Ускорение при трогании с места у электромобилей такое же, как у автомобилей с ДВС. Ускорение у электромобилей на высоких скоростях (более 110 км/час) 100 км в городском цикле и движении в гору меньше, чем у автомобилей с ДВС. При движении по шоссе изза этого могут возникать проблемы с безопасностью. Электромобили тяжелее аналогичных автомобилей с ДВС изза низкой энергоемкости аккумуляторов.
В электромобилях приходится компенсировать большой вес аккумуляторов применением легких сплавов для кузовных и других компонентов. Электромобиль должен иметь низкое трение качения, малое аэродинамическое сопротивление, эффективные системы отопления/кондиционирования, при этом электромобиль должен отвечать требованиям безопасности при столкновениях и т.д.
Как следствие, в электромобиле имеется множество дорогостоящих электронных компонентов и микропроцессорных систем, цена при покупке электромобиля значительно выше, чем у обычного автомобиля с ДВС.
Применение литий-ионных аккумуляторов имеет также ряд особенностей: Перед применением нового литий-ионного аккумулятора необходимо проверить уровень его заряда. Если аккумулятор заряжен только до половины, то его необходимо зарядить полностью. Использование аккумулятора первый раз без первоначальной подзарядки, может резко сократить доступную пользователю емкость.
Литий-ионные батареи нельзя заряжать при минусовой температуре, лучше всего если это будет комнатная температура около 20-25 градусов. Кроме того, эти батареи хуже работают при высоких и низких температурах.
Желательно не заряжать литий-ионные батареи полностью (обычно штатные зарядные устройства вовремя отключают зарядку), а также ставить аккумулятор на подзарядку раньше, чем уровень зарядки достигнет красного значения индикатора заряда (примерно 20% остаточной емкости). Связано это с тем, что емкость батареи в этих случаях может значительно уменьшиться.
Зарядные устройства используют различные методы для определения полной зарядки, и поэтому световой сигнал "готово" не всегда свидетельствует о действительно полном заряде батареи.
Нельзя допускать перегрева батареи во время зарядки, прекратите использование зарядного устройства и / или батареи, если батарея чрезмерно нагревается, становится горячей.
Нежелательно хранить батарею полностью заряженной или разряженной. Перед тем, как оставить батарею на длительное хранение, необходимо довести уровень зарядки примерно до половины.
3.2 Анализ мирового опыта использование городского транспорта на основе электрического привода
Революционную схему использования электромобилей была реализована американской компанией Better Place. Машины, которые предлагает данная компания клиентам, можно заряжать дома, у зарядных колонок и используя станцию горячей замены аккумуляторной батареи.
Также в Израиле была запущена крупная партия легковых автомобилей - на базе автомобиля Renault Fluence Z.E., чьи аккумуляторы предназначены для автоматизированного обмена. 225- килограммовая батарея емкостью 22 КВТ-ч обеспечивает запас хода в 160 километров. Опытный образец станции горячей замены управляется с поставленной задачей за одну минуту.
В 2010 году на такую схему пополнения запасов энергии перешли небольшое количество токийских такси. Соответственно, японская столица обзавелась собственным пунктом горячей замены аккумуляторов.
Интересный способ рекуперации энергии при торможении был реализован на одной из коммерческих линий в Шанхае в суперконденсаторных автобусах (Ultracap Bus).
Комбинированное использование данных решений позволит более эффективно использовать закупленный транспорт, в связи с минимальным необходимым временем для зарядки автомобиля, и экономично использовать электроэнергию при динамичной езде, что свойственно маршрутным транспортам. В отличие от представленных ранее проектов, в своем проекте рассматриваю перевод на электричество именно маршрутное такси, в виде микроавтобусов. Источником энергии для заряда батарей на станциях замены батарей могут служить ветровые генераторы и солнечные батареи, что значительно снизит расходы при использовании.
3.3 Определение состава оборудования зарядной станции и определение пиковой потребляемой мощности.
Расчет необходимого количества генераторов и аккумуляторов представляется следующим образом: Необходимое количество автомобилей, при времени движения по маршруту Т ч. с интервалом t ч.: (44)
Минимально необходимое количество аккумуляторов, при времени зарядки каждой Тз ч.:
(45)
Тогда необходимая мощность пунктов заряда и замены батарей, при мощности, потребляемой каждой батареей Рг КВТ: (46)
Для функционирования необходимо выполнение баланса мощности: 2
Где PB - мощность вырабатываемая одним ветрогенератором;
ХВ =X- количество ветрогенераторов;
РС- мощность вырабатываемая одной солнечной батареей;
ХВ =X•k - количество солнечных батарей;
РН - мощность стороннего источника, равна Рг.
Мощность стороннего источника необходимо использовать в качестве резерва мощности, а в ночное время, когда энергия солнца отсутствует, и сила ветра стихает, использование стороннего источника позволит снизить ночной избыток электроэнергии в сети. k- количественный коэффициент использования генераторов, определяющийся опытным путем:
где Св- стоимость одного ветрогенератора, Сс- стоимость одной солнечной батареи.
В качестве примера, рассмотрим 3 маршрута: г.Новоаннинский - х.Краснокоротовский - х.Черкесовский: 46 км;
с интервалом следования 2 часа и временем пребывания в пути 2 часа: - необходимое количество электромобилей, - батареи, при времени заряда каждой 6 часов, - необходимая мощность станции,
Рисунок 2. Карта России по среднегодовой скорости ветра.
Волгоградская область, куда входит Новоаннинский район, входит в область со среднегодовой скоростью ветра 5 метров в секунду.
Рисунок 3. Карта России по среднегодовому излучению солнечной энергии.
Ориентировочная мощность, получаемая с 1 м2 равна 250 Вт.
Площадь крыш зданий равна: 19 м2 - площадь крыши станции замены, 45 м2 - площадь гаражного помещения на 3 автомобиля.
Тогда общая площадь равна 64 м2, которую необходимо использовать для размещения солнечных батарей. Ориентировочная мощность, получаемая с 1 м2 равна 250 Вт, следовательно, суммарная мощность солнечных установок равна 16 КВТ.
В качестве солнечных батарей предлагаю использовать батареи фирмы «Свет- ДВ». 9 батарей, состоящих из 72 элементов покрывают необходимую площадь и обеспечат выработку мощности в 16
Вывод
Произведен расчет сети Новоаннинского района Волгоградской области, обеспечивающий потребителей электроэнергией в соответствии с категорией. Для выбора наиболее надежной схемы электроснабжения было рассмотрено пять вариантов, три из которых, с наименьшей протяженностью линий, были рассмотрены дальше. Из выбранных схем, исходя из технико-экономического расчета, была выбрана одна, наиболее выгодная схема развития сети. По выбранной схеме был произведен расчет токов короткого замыкания, на основе которого был произведен выбор коммутационной и измерительной аппаратуры.
В соответствии с особенностями эксплуатации электромобиля и литий- ионных аккумуляторных батарей, была разработана электрическая схема питания аккумуляторной станции, позволяющая питаться от альтернативных источников электрической энергии и сети одновременно. Произведен расчет необходимого оборудования и расчетная потребляемая мощность аккумуляторной станции.
Данный расчет является типовым и возможен для применения в любом районе или городе, где необходимо использование городского маршрутного транспорта на электрической тяге.
Использование автомобилей на электрической тяге при применении для их заряда альтернативных источников электрической энергии существенно улучшит экологическую обстановку.
Список литературы
1. А. А. Герасименко, В. Т. Федин. Передача и распределение электрической энергии / Герасименко А. А., Федин В. Т. Изд. 2-е. - Ростов н/Дон: Феникс, Энергоатомиздат, 2008.-715с.
2. Идельчик В. И. Электрические сети и системы 6 Учебник для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 582с.
3. Справочник по проектированию электроэнергетических систем / Под ред. С. С. Рокотян и И. М. Шапиро. - М.: Энергоатомиздат, 1985.-382 с.
4. Справочник по проектированию электрических сетей / Под ред. Д. Л. Файбисовича. - М.: НЦ ЭНАС, 2005. - 320 с.
5. Балаков Ю. Н., Мисриханов М.Ш., Шунтов А.В. Проектирование схем электроустановок : Учебное пособие для вузов - 2-е изд., стереот.- М.:Издательский дом МЭИ, 2066-288 с.
6. Правила Устройства Электроустановок (ПУЭ), изд. 7-е. М.: НТЦ «ЭНАС», 2003.
7. Б. Ю. Липкин. Электроснабжение промышленных предприятий и установок- М.: Высшая школа, 1990.-488 с., ил.
8. А.А. Федоров, Л.Е. Старкова. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий. - Энергоатомиздат, 1987.-582c.
9. Е. А. Конюхова. Электроснабжение объектов. - М.: Мастерство, 2001.