Проектирование развития районной электрической сети
Министерство образования и науки Российской Федерации
ФГАОУ «Российский государственный профессионально-педагогический университет»
Институт электроэнергетики и информатики
Кафедра автоматизированных систем электроснабжения
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
ПО ДИСЦИПЛИНЕ «ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ И СИСТЕМЫ»
НА ТЕМУ
«Проектирование развития районной электрической сети»
Вариант 35
Работу выполнил: Шмидт Т.А.
группа: ЭМ-402
Руководитель: Морозова И.М.
Екатеринбург 2013
Задание на выполнение курсового проекта
Для заданного варианта расположения и мощности потребителей выбрать схему развития районной электрической сети при соблюдении заданных требований к надежности схемы и качеству электроэнергии, отпускаемой потребителям.
При выполнении задания на курсовое проектирование необходимо:
- Разработать варианты развития сети с выбором номинального напряжения, трассы и числа цепей линий электропередачи.
- Рассчитать распределение токов (потоков мощности) в каждом из выбранных вариантов по расстояниям между узлами и мощностям нагрузок узлов.
- Выбрать число параллельных цепей и сечения линий электропередачи для каждого варианта схемы сети по экономическим интервалам с учетом возможных послеаварийных состояний сети.
- Выбрать число и мощность трансформаторов на подстанциях с учетом категорий надежности потребителей данного района.
- Определить потери мощности в каждом из вариантов.
- Рассчитать для принятых вариантов развития распределительных сетей нормальные и послеаварийные установившиеся режимы при максимальной нагрузке.
- Произвести окончательное сравнение двух вариантов и выбрать лучший вариант по экономическим критериям с учетом заданных технических требований.
- Оформить пояснительную записку и графическую часть.
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
Схема развития районной сети
Дополнительные исходные данные:
- Cosф=0,9-для всех нагрузок;
- В узле 16 потребители 3 категории надежности, в остальных узлах состав потребителей одинаков: 1 категории-30%, 2-30%, 3-40%;
- Тmax нагрузок- 6500 часов;
- Масштаб: 1 см=20 км;
- Номер района по гололеду – 1;
- Номер ветрового района – 5;
- Характер местности – населенная;
- Минимальная температура t= - 28 C
- Максимальная температура t= 41 C
- Эксплуатационная температура t=8 C
- Длина пролета: L=200 м.
РАЗРАБОТКА ВАРИАНТОВ РАЗВИТИЯ СЕТИ
При разработке вариантов развития сети электроснабжения потребителей, учтены следующие обстоятельства:
- Узел 11 с нагрузкой Р=30 МВт имеет потребителей 1 и 2 категорий и в обоих случаях питается по двум одноцепным линиям длиной 62 км.
- Присоединение потребителей узла 7 с нагрузкой Р=45 МВт может быть выполнено различными способами:
-по разомкнутой (радиальной) схеме (вариант А), тогда потребители узла 1 и 2 категорий будут получать энергию по двум одноцепным линиям длиной 56 км.
- по кольцевой (вариант Б) схеме, тогда потребители будут получать питание от ИП 1 по одной одноцепной линии длиной 56 км и от узла 5 по одной одноцепной линии. Длина проектируемой линии 7-5 равна 24 км.
- Узел 16 с нагрузкой Р=15 МВт содержит потребителей 3 категории надежности, поэтому электроснабжение этого узла осуществляется по одной одноцепной линии длиной 20 км.
- Узел 5 с нагрузкой Р=30 МВт имеет потребителей 1 и 2 категорий надежности. В первом варианте его электроснабжение осуществляется по двум одноцепным линиям электропередачи длинной 44 км. Во втором случае электроснабжение этого узла осуществляется по одной одноцепной линии длиной 24 км.
1.ВЫБОР ВАРИАНТА СЕТИ
Для построения рациональной конфигурации сети для заданного расположения потребителей намечаем два варианта, из которых на основе технико-экономического сравнения вариантов выбирается лучший. Выбранный вариант должен обладать необходимой надёжностью, экономичностью, гибкостью.
Схема А
2.ВЫБОР НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ СЕТИ
1.Выбираем номинальное напряжение. Величина номинального напряжения узла зависит от передаваемой мощности и длины линии электропередач. Для выбора номинального напряжения воспользуемся формулой Илларионова.
где L – длина линии электропередач, км;
Р – передаваемая по линии мощность, МВт;
U – рекомендуемое напряжение, кВ.
2.Результаты
расчёта по формуле
Таблица 1.1 – Выбор номинального напряжения сети .
Вариант схемы |
Схема А |
Схема Б | |||||||
участок |
1-11 |
1-7 |
1-16 |
1-5 |
1-11 |
1-7 |
1-16 |
1-5 |
7-5 |
Мощность, МВт |
30 |
45 |
15 |
30 |
30 |
75 |
15 |
75 |
40 |
Длина, км |
62 |
56 |
20 |
44 |
62 |
56 |
20 |
44 |
24 |
Напряжение, кВ |
104 |
125 |
72,4 |
103 |
104 |
153,8 |
72,4 |
153,3 |
149,3 |
Учитывая длины линий электропередач и передаваемую по линиям мощность для всех линий рассматриваемых схем, выбираем окончательно класс номинального напряжения 110кВ.
3. РАСЧЁТ ТОКА НАГРУЗКИ И ВЫБОР СЕЧЕНИЯ ПРОВОДОВ
Для расчёта токов нагрузки в линиях определяем распределение мощности в проектируемой сети. Для схемы А:
Р1 – 11 = Р11 = 30 МВт
Р1 – 16 = Р16 = 15 МВт
Р1 - 5 = Р5 = 30 МВт
В номинальном режиме расчетный ток Ip, А определяется формулой.
где Imax5 – максимальный ток линии на пятый год эксплуатации, А;
Р – передаваемая мощность кВт;
Uном – номинальное напряжение сети, кВ;
n – число цепей ЛЭП;
cosφ – коэффициент активной мощности;
N- число расщеплений проводов.
Максимальный ток на пятый год эксплуатации Imax5
Imax5 = Ip αi αT
αi – коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии;
αT– коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии Tmax и коэффициент ее попадания в максимум энергосистемы Км.
Для линии 110 кВ значение αi принимается равным 1,05, а αT =1,3 (1, с. 158, табл. 4.9) при Км=1,0 и Тмах >6500 ч.
Выбираем
по экономическим интервалам
сечение проводов для
Iдоп≥Iмах5 ,
где Iдоп - допустимый ток;
Iмах5 – расчётный ток линии на пятый год эксплуатации на одну линию, А.
Уточняем
допустимый ток с учетом
Iдоп ос=Iдоп*kос
где kос = 0.81 [2, c292, табл. 7.13]
Проверяем выбранные провода на нагрев в аварийном режиме
Iав=2*Iмах5 ≤Iдоп
Результаты расчетов выбора сечений проводов для схемы А сведены в таблицу:
Участок сети |
Pmax, МВт |
IP, А |
Imax5, А |
q, мм2 |
Марка провода |
Iдоп, А |
Iдоп о.с., А |
Iав, А |
1-11 |
30 |
87,6 |
120 |
150 |
2АС-150/24 |
450 |
364,5 |
240 |
1-7 |
45 |
131,6 |
179,6 |
150 |
2АС-150/34 |
450 |
364,5 |
358 |
1-16 |
15 |
87,7 |
119,7 |
150 |
АС-150/24 |
450 |
364,5 |
– |
1-5 |
30 |
87,6 |
120 |
150 |
2АС-150/24 |
450 |
364,5 |
240 |
Для кольца 1–7–5 находим активную мощность на головных участках 1–7 и 1–5.
Р =40,3-34,7 =5,6 МВт
Проверка:
P1-7+P1-5=P7+P5
40,3+34,7=45+30
75МВт=75 МВт
Результаты выбора сечения проводов для схемы Б занесены в таблицу:
Участок сети |
Р, МВТ |
IP, А |
Imax5, A |
q, мм2 |
Марка провода |
I доп, А |
Iдоп о.с., А |
Iав, А |
Iав, А |
1-11 |
30 |
87,6 |
120 |
150 |
2АС-150/24 |
450 |
360 |
240 |
– |
1-7 |
40,3 |
234,5 |
303,9 |
240 |
АС-240/39 |
610 |
494,1 |
607,8 |
– |
1-16 |
15 |
87,7 |
119,7 |
185 |
АС-185/24 |
510 |
413,1 |
– |
– |
1-5 |
34,7 |
202,3 |
275 |
240 |
АС-240/39 |
610 |
494,1 |
– |
437,3 |
7-5 |
5,6 |
32,7 |
44,5 |
70 |
АС-70/11 |
265 |
214,7 |
89 |
204 |
Проверка на аварийный режим производится для двух случаев:
А) обрыв линии 1-7;
Б) обрыв линии 1-5;
Обрыв линии 1-7
определим потоки мощности
Рав=30+45=75
Обрыв линии 1-5
Выбранные сечения проводов проходят проверку на нагрев в аварийном режиме.
- РАСЧЕТ СХЕМ ЗАМЕЩЕНИЯ
Исходными данными для расчета схемы замещения являются справочные данные выбранных марок проводов, приведенных выше в таблицах.
Расчет схемы замещения варианта А:
Участок сети |
P, МВт |
L, км |
Марка провода |
Ro, Ом/км |
xo, Ом/км |
Bo, см/км |
Q, Мвар |
1-11 |
30 |
62 |
2АС-150/24 |
0,198 |
0,42 |
2,7 |
0,036 |
1-7 |
45 |
56 |
2АС-150/34 |
0,198 |
0,42 |
2,7 |
0,036 |
1-16 |
15 |
20 |
АС-150/24 |
0,198 |
0,42 |
2,7 |
0,036 |
1-5 |
30 |
44 |
2АС-150/24 |
0,198 |
0,42 |
2,7 |
0,036 |
xл = xo ∙ ℓ / n
Rл= Ro ∙ ℓ / n
xo, Ro – удельные реактивное и активное сопротивления линии, Ом/км.
n – число цепей.
ℓ – длина линии в км.
Проводимости линии
Gл= g∙ ℓ n
U ≤ 110 к В Gk = 0
Вл = Во ℓ n
Bo – удельная проводимость линии, см/км.
Расчеты по формулам сведены в таблицу :
Данные схемы замещения варианта А:
Участок сети |
Rл, Ом |
Xл, Ом |
Bл 10-6 , Ом |
Qс, Мвар |
1-11 |
6,1 |
13,02 |
334,8 |
2,02 |
1-7 |
5,5 |
11,76 |
302,4 |
1,83 |
1-16 |
4 |
8,4 |
54 |
0,33 |
1-5 |
4,8 |
9,24 |
237,6 |
1,44 |
Расчет схемы замещения варианта Б:
Расчет схемы замещения варианта развития сети Б ведется аналогично предыдущим расчетам по справочным данным выбранных сечений проводов.
Участок сети |
P, МВт |
L, км |
Марка провода |
Ro, Ом/км |
xo, Ом/км |
Bo, см/км |
Q , Мвар |
1-11 |
30 |
62 |
2АС-150/24 |
0,198 |
0,42 |
2,7 |
0,036 |
1-7 |
40,3 |
56 |
АС-240/39 |
0,12 |
0,405 |
2,81 |
0,038 |
1-16 |
15 |
20 |
АС-185/24 |
0,162 |
0,413 |
2,75 |
0,037 |
1-5 |
34,7 |
44 |
АС-240/39 |
0,12 |
0,405 |
2,81 |
0,038 |
7-5 |
5,6 |
24 |
АС-70/11 |
0,43 |
0,44 |
2,55 |
0,034 |
Активное, реактивное сопротивления и проводимости линий определяются по формулам, приведенным выше.
Результаты расчетов сведены в таблицу.
Данные схемы замещения варианта Б:
Участок сети |
Rл, Ом |
Xл, Ом |
Bл 10-6 , Ом |
Qс, Мвар |
1-11 |
6,1 |
13,02 |
334,8 |
2,02 |
1-7 |
6,72 |
22,68 |
157,36 |
0,95 |
1-16 |
3,24 |
8,26 |
55 |
0,33 |
1-5 |
5,28 |
17,82 |
123,64 |
0,75 |
7-5 |
10,32 |
10,56 |
61,2 |
0,37 |
5. ВЫБОР СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Число и мощность
Мощность трансформаторов определяется формулой: Sт≥Sp/(kав(n-1)),
где Sp – расчетная мощность подстанций, Sp=P/cosφ;
Kав – коэффициент аварийных перегрузок;
n – число трансформаторов;
Мощность трансформатора: Sтр= Sp/kав
Для потребителей I, II,категории будем выбирать двух трансформаторные подстанции.
Выбор силовых трансформаторов для схемы А и Б
Узел |
Активная мощность нагрузки Р, МВт |
Полная мощность нагрузки Sр, МВА |
Мощность трансформатора Sтр, МВА |
Тип трансформатора |
11 |
30 |
33,33 |
23,8 |
2 ТРДН – 25 000/110 |
7 |
45 |
50 |
35,7 |
2 ТРДН – 40 000/110 |
16 |
15 |
16,67 |
12,8 |
ТДН – 16 000/110 |
5 |
30 |
33,33 |
23,8 |
2 ТРДН – 25 000/110 |
Справочные
данные выбранных силовых
Данные силовых трансформаторов
Тип трансформатора |
Uном, кВ |
Uк, % |
ΔРк, кВт |
ΔРхх , кВт |
Iхх, % |
Rт, Ом |
Xт, Ом |
ΔQхх, квар |
ТДН – 16 000/110 |
115 |
10,5 |
85 |
19 |
0,7 |
4,38 |
86,7 |
112 |
ТРДН – 25 000/110 |
115 |
10,5 |
120 |
27 |
0,7 |
2,54 |
55,9 |
175 |
ТРДН – 40 000/110 |
115 |
10,5 |
172 |
36 |
0,7 |
1,44 |
34,8 |
260 |
Схемы замещения силовых
трансформаторов рассчитываем
Z’=Z’’=Rтр+jXтр
R’=R’’=2Rтр – значение активных сопротивлений;
X’=X’’=1,8Xтр – значение индуктивных сопротивлений для трехфазных трансформаторов;
Sхх=∆Pxx+j∆Qxx.
6. Схемы замещения районной сети
7. Расчёт установившегося режима
Наносим на схему замещения потоки мощности.
Расчет производим итерационным методом по данным “конца”.
1. Расчет радиальной сети.
1. Определение мощности в конце схемы.
Sк1-11’ = 30+j14,6MBA
Sк1-7’= 45+j21,8MBA
Sк1-16’ = 15+j7,3 MBA
Sк1-5’ = 30+j14,6MBA
2. 1 итерация: считаем, что U1=U2=110кВ
3. Расчет ведем по данным конца:
Определяем потери мощности в силовом трансформаторе.
ΔSт = ΔРт+ jΔQт,
Где ΔРт – потери активной мощности в трансформаторе, МВ;
ΔQт – потери реактивной мощности в трансформаторе, Мвар.
ΔРт = ΔРxx+ β2н ΔРкз,
Где - ΔРxx – потери холостого хода трансформатора, кВт;
β – коэффициент загрузки трансформатора;
ΔРкз – потери короткого замыкания, кВт.
β= Sк/NSном
Где – Sк – полная мощность потребителя;
Sном - номинальная мощность трансформатора, МВА;
N – количество трансформаторов.
Где ΔQxx – потери реактивной мощности в трансформаторе на холостом ходу, Мвар;
ΔQобм – потери реактивной мощности в обмотках, квар.
Расчеты по формулам заносим в таблицу.
участок |
β |
ΔРт, МВт |
ΔQт, Мвар |
ΔSт, МВА |
1-11 |
0,66 |
0,07 |
0,9 |
0,07+j0,9 |
1-7 |
0,63 |
0,09 |
1,92 |
0,09+j1,92 |
1-16 |
1,04 |
0,11 |
1,93 |
0,11+j1,93 |
1-5 |
0,66 |
0,07 |
0,9 |
0,07+j0,9 |
4. Определяем мощность в начале участков 1111’, 77’, 1616’, 55’.
Sн1111’ = Sк1111’ + ΔSт11 = 30,07 +j15,5MBA
Sн77’ = Sк77’ + ΔSт7 = 45,09+j23,72 MBA
Sн1616’ = Sк1616’ + ΔSт16 = 15,11+j8,23MBA
Sн55’ = Sк55’ + ΔSт5 = 30,07+j15,7MBA
5. Определяем потери в шунте.
ΔSш2-11’ = U12 Yш2-11’ = -j2,02 MBA
ΔSш2-7’ = U12 Yш2-7’ = -j1,83 МВА
ΔSш2-16’ = U12 Yш2-16’= -j0,33 МВА
ΔSш2-5’ = U12 Yш2-5’ = -j1,44 MBA
6. Определим мощности конца участков.
Sк1-11 = Sн1111 + ΔSш2-11’ = 30,07 + j13,48 MBA
Sк1-7 = Sн77 ΔSш2-7’ = 45,09+ j21,89 MBA
Sк1-16 = Sн1616+ ΔSш2-16’ = 15,11 +j7,9 MBA
Sк1-5 = Sн55’ + ΔSш2-5’ = 30,07+j14,26 MBA
7. Находим потери мощности на участках 1-11, 1-7, 1-16, 1-5.
ΔS1-11 = (Sк1-11/U1)2 Z1-11 = 0,54 + j1,16 MBA
ΔS1-7 = (Sк1-7/U1)2 Z1-7 = 1,14 + j2,44 MBA
ΔS1-16 = (Sк1-16/U1)2 Z1-16 = 0,1 + j0,2 MBA
ΔS1-5 = (Sк1-5/U1)2 Z1-5 = 0,44 + j0,8 MBA
8. Определяем мощность в начале участков 1-11, 1-7, 1-16, 1-5.
Sн1-11 = Sк1-11 + ΔS1-11 = 30,61 + j14,64 MBA
Sн1-7 = Sк1-7+ΔS1-7 = 46,23+ j24,33 MBA
Sн1-16= Sк1-16 + ΔS1-16 = 15,21 +j9,1 MBA
Sн1-5 = Sк1-5 + ΔS1-5 = 30,51+j15,06 MBA
9. Реактивная мощность, генерируемая линиями 1-11, 1-7, 1-16, 1-5 в начале участков:
Qсн1-11= -j2,02 Mвар
Qсн1-7 = -j1,83 Мвар
Qсн1-16 =-j0,33 Мвар
Qсн1-5 =-j1,44 Мвар
10. Мощность источника S1 определяется по формуле Sн1-х +∆ Qсн1х = S1
S1-11=30,61 + j12,62 МВА
S1-7 =46,23+ j22,5 МВА
S1-16= 15,21 +j8,77 МВА
S1-5= 30,51+j13,62 МВА
- Определяем напряжения в узлах 11-11’, 7-7’, 16-16’, 5-5’ (не учитывая поперечную составляющую, т.к. U<220 кВ) по формуле: Uх = U1-((Pк1хкR1х + Qк1хкX1х)/U1 )
U11’= 106,8 кВ
U7’ =105,1кВ
U16’=108,8 кВ
U5’ = 107,2 кВ
12. Продольная
составляющая падения
∆U11 =7,8 кВ
∆U7 = 7,8 кВ
∆U16 =7 кВ
∆U5 = 8,2 кВ
13. Поперечная
составляющая падения
δ U11=16,2 кВ
δ U7=14,6 кВ
δ U16=13,4 кВ
δ U5= 11,1 кВ
14.Напряжение потребителя определяется по формуле: Ux= Ux - ∆Uх -δ Ux
U11= 106,8 – 7,8 – j16,2 = 99 – j16,2 =100,3е-j6,7 кВ
U7 = 105,1 – 7,8 – j14,6 = 97,2 – j14,6 =98,2е-j7,9 кВ
U16 =108,8 – 7 – j13,4 = 101,8 – j13,4 =102,9е-j7,7 кВ
U5 = 107,2 – 8,2 – j11,1 = 99 – j11,1 =99,6е-j6,3 кВ
15. Коэффициент трансформации определяется: nт=U1/U2=110/10=11
16. Определяем напряжение в узлах 6, 8, 13, 15 с учетом трансформации:
U11= U11 / nт = 106,8/11=9,7 кВ
U7 = U7/ nт = 105,1/11=9,55 кВ
U16 = U16/ nт = 108,8/11=9,9 кВ
U5 = U5/ nт = 107,2/11=9,75 кВ
17. Проверка: ∆U%= (U1 – Ux) 100/ U1
∆U%11 = (110-106,8)100/110=2,9% <5%
∆U%7 = (110-105,1)100/110= 4,45% <5%
∆U%16 =(110-108,8)100/110= 1,1 <5%
∆U%5 = (110-107,2)100/110 = 2,5 <5%
После расчета установившихся режимов схемы развития сети, получившиеся значения мощности источников S1 для всей схемы – суммируем:
S1-11=30,61 + j12,62 МВА
S1-7 =46,23+ j22,5 МВА
S1-16= 15,21 +j8,77 МВА
S1-5= 30,51+j13,62 МВА
Мощность источника равна S= 122,56+j57,51.
2. Расчет установившихся режимов замкнутой сети.
Поскольку в варианте Б схемы развития сети участки 1-11 и 1-16 не отличаются от аналогичных участков схемы А, то расчет установившихся режимов ведем только для замкнутой схемы с узлами 1-7-5.
Разрезаем питающий узел 1 и получим сеть с 2-х сторонним питанием.
Расчет производим в 2 этапа:
- без учета потерь мощности,
- с учетом потерь мощности.
2.1. Расчет установившегося режима без учета потерь мощности.
1. Поток мощности на головном участке1-5 по формуле:
S1-5= (S5(Z 7-5+ Z1-7)+S7 Z1-7) / (Z1-5 +Z7-5+Z1-7)= 35,3+j17,7 МВА
2. По закону Кирхгофа определим потоки мощности на остальных участках:
S7-5 = S1-5 –S5 = 35,3+ j17,7 – 30 – j13,7 = 5,3 + j4 МВА
S1-7 = S7 –S7-5 = 45+j17,4 – 5,3– j4 = 39,7 + j13,4 МВА
Проверка: сумма мощностей должна равняться 0.
Для узла 15: S1-5 – S5 – S7-5 =0
35,3+ j17,7 – 30 – j13,7 –(5,3 + j4) =0
2.2. Расчет установившегося режима с учетом потерь мощности.
1. Определим потери мощности на участке 7-7 при раздельной работе двух трансформаторов.
