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:

1. Разработать варианты развития сети с выбором номинального напряжения, трассы и числа цепей линий электропередачи.
2. Рассчитать распределение токов (потоков мощности) в каждом из выбранных вариантов по расстояниям между узлами и мощностям нагрузок узлов.
3. Выбрать число параллельных цепей и сечения линий электропередачи для каждого варианта схемы сети по экономическим интервалам с учетом возможных послеаварийных состояний сети.
4. Выбрать число и мощность трансформаторов на подстанциях с учетом категорий надежности потребителей данного района.
5. Определить потери мощности в каждом из вариантов.
6. Рассчитать для принятых вариантов развития распределительных сетей нормальные и послеаварийные установившиеся режимы при максимальной нагрузке.
7. Произвести окончательное сравнение двух вариантов и выбрать лучший вариант по экономическим критериям с учетом заданных технических требований.
8. 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:

1. 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.
2. 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.

3. Узел 16 с нагрузкой Р=15 МВт содержит потребителей 3 категории надежности, поэтому электроснабжение этого узла осуществляется по одной одноцепной линии длиной 20 км.
4. 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                                                                         Схема Б

 

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 Илларионова  для двух вариантов схем районной  сети сводим в таблицу 1.1 .

 

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 – 7 = Р7 = 45 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 двухцепной линии напряжением 110кВ выполненных на стальных опорах первый  район по гололеду.

Iдоп≥Iмах5 ,                                                                            

где Iдоп - допустимый ток;

      Iмах5 – расчётный ток линии на пятый год эксплуатации на одну линию, А.

 Уточняем  допустимый ток с учетом температуры  окружающей среды

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.

 

 

 

 

 

 

 

4. 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