- •Задание
- •На курсовой проект
- •По дисциплине: Электрические сети и системы
- •Тема: Развитие районной электрической сети
- •2 Выбор варианта сети
- •1 Расчет установившихся режимов радиальной схемы сети
- •1 Итерация:
- •2 Итерация:
- •2 Расчет установившегося режима для замкнутой схемы (рис. 2)
- •7 Экономическое сравнение вариантов развития сети
- •1. Определим исходные данные для технико-экономического расчета сети.
- •8.1 Критические пролеты
- •8.2 Наибольшая и наименьшая стрела провеса
- •.3 Выбор типа и числа подвесных изоляторов
- •2.5 Расчет тяжения опор
- •2.6 Расстановка опор по профилю трассы с помощью шаблона
2 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 надежностью , экономичностью , гибкостью .
Рисунок 1 - Вариант схемы развития районной сети А
Рисунок 2 - Вариант схемы развития районной сети Б
3. Выбор номинального напряжения
Выбираем сечение проводов ВЛ методом экономических интервалов . Определяем напряжение в узлах по формуле Г.А.Илларионова
, (1.1)
где l – длина участка цепи, км;
Р – мощность узла, МВт.
Расчет по формуле (1.1) сводим в таблицы 1.1
Таблица 1.1 – Выбор номинального напряжения сети
узел |
P, МВт |
, км |
U, кВт |
4 |
15 |
40 |
74,7 |
7 |
25 |
90 |
97,3 |
10 |
50 |
40 |
126,5 |
12 |
45 |
44 |
122,2 |
Окончательно выбираем вариант 110 кВ
4. Расчет тока нагрузки и выбор сечения проводов
Рисунок 3 - Вариант схемы развития районной сети А
4.1. Выбор сечения проводов производим методом экономических интервалов.
Определяем максимальный ток линий на 5 год эксплуатации
Imax5 = , (1.2)
Определяем расчетный ток на пятый год эксплуатации:
IP5=Imax5 .αi .αт , (1.3)
где αi – коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линий;
αт – коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки;
αi = 1,05 [1, Рокотян с. 158];
αт = 1,3 [1, Рокотян с. 158];
IP5 – расчетный ток на пятый год эксплуатации, А;
Imax5 – максимальный расчетный ток на пятый год эксплуатации, А;
n – число цепей;
Pmax мощность в узлах , кВт;
- напряжение в узлах, кВ;
cosφ=0,9;
4.2. Выбираем по экономическим интервалам сечение проводов для линии напряжением 110 кВ, выполненных на стальных опорах, 2 район по гололеду для европейской ОЭС.
Пользуясь таблицей экономических условий необходимо:
Iдоп≥ Iр5 , (1.4)
где Iдоп – допустимый длительный ток вне помещения, А [1, Рокотян с.292].
IP5 – расчетный ток на пятый год эксплуатации, А
Выбранное сечение проверяем с учетом условий окружающей среды:
Iдопос =Кос Imax5 , (1.5)
где Кос – коэффициент, учитывающий окружающую среду [1,Рокотян с.292].
Кос=0,88 при Т=36 ˚ С
Iдопос- допустимый длительный ток вне помещения, учитывающий окружающую среду.
Проверяем выбранные провода на аварийный режим:
Iав=2 IP5≤ Iдоп , (1.6)
Полученные результаты по формулам (1.2 – 1.6) сводим в таблицы 1.2 и 1.3
Таблица 1.2- Выбор марки проводов для схемы А
Участок сети |
P, МВт |
Imax, А |
IP5 , А |
q,мм2 |
Марки проводов |
Iдоп,А |
Iдопос, А |
Iав,А |
1-4 |
15 |
87,6 |
119,5 |
150 |
АС-150/19 |
450 |
396 |
239,1 |
1-7 |
25 |
73,0 |
99,6 |
95 |
2АС-95/16 |
330 |
290,4 |
199,2 |
1-10 |
50 |
146,0 |
199,2 |
150 |
2АС-150/19 |
450 |
396 |
398,5 |
1-12 |
45 |
131,4 |
179,3 |
150 |
2АС-150/19 |
450 |
396 |
358,6 |
Рисунок 4 - Вариант схемы развития районной сети Б
Таблица 1.3 – Выбор марки проводов для схемы Б
Участок сети |
P, МВт |
Imax5,А |
IP5,А |
q,мм2 |
Марки проводов |
Iдоп,А |
Iдопос, А |
Iав,А |
1-4 |
15 |
87,6 |
119,5 |
150 |
АС-150/19 |
450 |
396 |
--------- |
1-7 |
25 |
73,0 |
99,6 |
95 |
2АС-95/16 |
330 |
290,4 |
199,2 |
1-10 |
47 |
137,2 |
187,3 |
150 |
2АС-150/19 |
450 |
396 |
282,3 |
1-12 |
48 |
140,1 |
191,3 |
150 |
2АС-150/19 |
450 |
396 |
282,3 |
10-12 |
3 |
17,5 |
23,9 |
70 |
АС-70/11 |
265 |
233,2 |
47,8 |
Выбранный вариант сечения провода проходит проверку в нормальном аварийном режиме.
5. Расчет схем замещения воздушной линии
5.1. Для ВЛ применяются П-образные схемы замещения, состоящие из продольных и поперечных ветвей. Исходные данные для схемы А в таблице 1.4
Таблица 1.4 – Исходные данные схемы замещения варианта А
Участок сети |
P, МВт |
Длина участка |
Марки проводов |
R0, 0м/км |
X0, Ом/км |
B0, см/км |
Q0,Мвар |
1-4 |
15 |
40 |
АС-150/19 |
0,12 |
0,405 |
2,81 |
0,0375 |
1-7. |
25 |
90 |
2АС-95/16 |
0,198 |
0,42 |
2,7 |
0,036 |
1-10 |
50 |
40 |
2АС-150/19 |
0,198 |
0,42 |
2,7 |
0,036 |
1-12 |
45 |
44 |
2АС-150/19 |
0,198 |
0,42 |
2,7 |
0,036 |
Исходные данные для схемы Б в таблице 1.5
Таблица 1.5 - Исходные данные схемы замещения варианта Б
Участок сети |
P, МВт |
длина участка |
Марки проводов |
R0, 0м/км |
X0, Ом/км |
B0, см/км |
Q0,Мвар |
1-4 |
15 |
40 |
АС-150/19 |
0,2 |
0,42 |
2,7 |
0,036 |
1-7 |
25 |
90 |
2АС-95/16 |
0,31 |
0,434 |
2,61 |
0,035 |
1-10 |
47 |
40 |
2АС-150/19 |
0,2 |
0,42 |
2,7 |
0,036 |
1-12 |
48 |
44 |
2АС-150/19 |
0,2 |
0,42 |
2,7 |
0,036 |
10-12 |
3 |
36 |
АС-70/11 |
0,2 |
0,42 |
2,7 |
0,036 |
5.2. Определяем активное и реактивное сопротивление линий
(1.10)
, (1.11)
где R0 , X0 – активное удельное и реактивное сопротивление линии , Ом/км
l – длина линии , км
n – число цепей.
N – число расщеплений.
5.3. Определяем проводимости линий .
Т.к. U=110 кВ, то G=0, а удельная емкостная проводимость будет равна:
, (1.12)
где В0 – удельная проводимость линии, См/км
Qл=0,5*Bл*U2ном , (1.13)
где Qл – генерируемая реактивная мощность, мВар
Расчеты по формулам (1.10 – 1.13) для схемы А сведены в таблицу 1.6
Таблица 1.6 - Сопротивление сталеалюминевых проводов схемы. А
-
Участок сети
Rл, оМ
Xл, оМ
Bл * 10-6, сМ
Ол, Мвар
1-4
7,92
17
108
0,016
1-7
13,8
20
470
0,016
1-10
3,96
8,4
216
0,016
1-12
4,36
9,2
238
0,016
Расчеты по формулам (1.10 – 1.13) для схемы Б сведены в таблицу 1.7
Таблица 1.7 – Сопротивление сталеалюминевых проводов схемы Б
Участок сети |
Rл, ом |
Xл, ом |
Bл, см |
Ол, Мвар |
1-4 |
7,92 |
17 |
108 |
0,016 |
1-7 |
13,8 |
20 |
470 |
0,016 |
1-10 |
3,96 |
8,4 |
216 |
0,016 |
1-12 |
4,36 |
9,2 |
238 |
0,016 |
10-12 |
3,56 |
7,6 |
194 |
0,016 |
6. Выбор силовых трансформаторов и расчет схемы замещения трансформаторов
6.1. Мощность подстанции определяем по формуле:
, (1.14)
где Sном – номинальная мощность подстанции, МВА;
Sp – полная мощность подстанции, МВА;
Кав - коэффицент аварийных перегрузок;
Кав = 1,4 – для потребителей 1 и 2 категории;
Кав = 1,3 – для потребителей 3 категории;
n – число трансформаторов.
Для первого и второго вариантов развития сети выбор силовых трансформаторов одинаковый и представлен в таблице 1.8
Таблица 1.8 – Выбор силовых трансформаторов
узел |
МОЩНОСТЬ НАГРУЗКИ
|
SНОМ, М ВА |
ТИП ТРАНСФОРМАТОРА |
|
P, МВт
|
Q, М ВА
|
|||
1-4 |
15 |
16,7 |
12,8 |
1ТДН-16000/110 |
1-7 |
25 |
27,8 |
19,8 |
2ТРДН-25000/110 |
1-10 |
50 |
55,6 |
39,7 |
2ТРДН-40000/110 |
1-12 |
45 |
50,0 |
35,7 |
2ТРДН-40000/110 |
Технические данные трансформаторов берутся из таблицы 1.9
Таблица 1.9 – Технические данные трансформаторов
Тип транс |
SНОМ, М ВА
|
Пределы регулирования, % |
Каталожные данные |
Расчетные данные |
|||||||
форматора |
кв, обмоток |
% |
|
, кВтх |
Iх, % |
Rтр, ом |
Xтр, ом |
, квар |
|||
В |
Н |
||||||||||
ТДН-16000/110 |
16 |
±9×1,78 |
115 |
6,6; 11; 22 |
10, 5 |
85 |
19 |
0,7 |
4,38 |
86,7 |
112 |
2ТРДН-40000/110 |
40 |
±9×1,78 |
115 |
6,3/6,3; 6,3/10,5; 10,5/10,5 |
10, 5 |
172 |
36 |
0,7 |
1,44 |
34,8 |
260 |
2ТРДН-25000/110 |
25 |
±9×1,78 |
115 |
6,3/6,3; 6,3/10,5; 10,5/10,5 |
10, 5 |
120 |
27 |
0,7 |
2,54 |
55,9 |
175 |
Определяем параметры схемы замещения:
,
где -мощность холостого хода , МВА;
-активная мощность холостого хода, кВт;
намагничивающая мощность, квар;
где Rтр- активное сопротивление трансформатора, Ом;
Xтр- реактивно сопротивление трансформатора, Ом;
Zтр- полное сопротивление трансформатора, Ом;
Zл=Rл+Xл ,
где Rл , Xл – активное и реактивное сопротивление линии;
Схема замещения для варианта А представлена на рисунке I в приложение 1, для варианта Б на рисунке III в приложение 2.