Разработка вариантов развития сети электроснабжения потребителей

Российский государственный профессионально  педагогический университет

Институт Электроэнергетики и Информатики

Электроэнергетический факультет

Кафедра автоматизированных систем электроснабжения

Курсовой проект

По дисциплине: «Электрические сети и системы»

Вариант 27

Выполнил: студент гр. ЭС-303

Бекиров В.В.

Проверил: Морозова И.М.

Екатеринбург

2013

 

                                                    

Оглавление

 

         
Исходные данные.

Схема развития районной сети

   Дополнительные  исходные данные:

• Cosф=0,9-для всех нагрузок;
• В узле 13 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 – 2;
• Характер местности – ненаселенная;
• Минимальная температура t= - 40 C
• Максимальная температура t=32  C
• Эксплуатационная температура t=8 C
• Длина пролета: L=240 м.

  

 

 

 

 

        Разработка вариантов развития сети

 

   При разработке вариантов развития сети электроснабжения потребителей, учтены следующие обстоятельства:

1. Узел 6 с нагрузкой Р=25 МВт имеет потребителей 1 и 2 категорий и в обоих случаях питается по двум одноцепным линиям длиной 46 км.
2. Присоединение потребителей узла 8 с нагрузкой Р=40 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 84 км.

- по кольцевой (вариант Б) схеме, тогда потребители будут получать  питание от ИП 1 по одной одноцепной  линии длиной 84 км и от узла 15 по одной одноцепной линии. Длина проектируемой линии 8-15 равна 60 км.

3. Узел 13 с нагрузкой Р=15 МВт содержит потребителей 3 категории надежности, поэтому электроснабжение этого узла осуществляется по одной одноцепной линии длиной 30 км.
4. Узел 15 с нагрузкой Р=35 МВт имеет потребителей 1 и 2 категорий надежности. В первом варианте его электроснабжение осуществляется по двум одноцепным линиям электропередачи длинной 64 км. Во втором случае электроснабжение этого узла осуществляется по одной одноцепной линии длиной 64 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	1-6	1-8	1-13	1-15	1-6	1-8	1-13	1-15	8-15
Мощность, МВт	25	40	15	35	25	75	15	75	40
Длина, км	46	84	30	64	46	84	30	64	60
Напряжение, кВ	94,97	120,9	73,86	112,36	94,97	159,7	73,86	156	117,5

 

             Учитывая длины линий электропередач и передаваемую по линиям мощность  для всех линий рассматриваемых  схем,  выбираем окончательно  класс номинального напряжения 110кВ.

 

 

3. Расчет тока нагрузки и выбор сечения проводов

Для расчёта токов нагрузки в линиях определяем распределение мощности в проектируемой сети. Для схемы А:

 

Р1 – 6 = Р6 = 25 МВт

                                                Р1 – 8 = Р8 = 40 МВт

  Р1 – 13  = Р13 = 15 МВт

  Р1 - 15 = Р15 = 35 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 >6000 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  = 0.94 [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
1-6	25	84,43	115,24	120	2АС-120/19	390	343	230
1-8	40	106,12	144,85	120	2АС-120/19	390	343	289,7
1-13	15	130,28	177,83	150	АС-150/19	450	396	–
1-15	35	99,91	136,38	120	2АС-120/19	390	343	272,8

 

 Для кольца 1–8–15 находим активную мощность на головных участках 1–8 и 1–15.

 

   Проверка:

    P1.8+P1.15=P8+P15

    40,38+34,61=40+35

     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
1-6	25	84,43	115,24	120	2АС-120/19	390	343	230
1-8	34,61	139,03	189,78	185	АС-185/24	520	457,5	379,56
1-13	15	130,28	177,83	150	АС-150/19	450	396	355,7
1-15	40,38	166,05	226,6	240	АС-240/32	605	605	453,2
8-15	5,38	29,38	7,84	70	АС-70/11	265	265	415,68

 

Проверка на аварийный режим производится для двух случаев:

А) обрыв линии 1-8;

Б) обрыв линии 1-15;

 Обрыв линии 1-8

определим потоки мощности

 Рав=35+40=77

 

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
1-6	25	46	2АС-120/19	0,249	0,427	2,66	0,0355
1-8	40	84	2АС-120/19	0,249	0,427	2,66	0,0355
1-13	15	30	АС-150/19	0,198	0,42	2,7	0,036
1-15	35	64	2АС-120/19	0,249	0,427	2,66	0,0355

 

     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 определяются по формулам:

     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
1-6	5,73	9,82	244,72	1,104
1-8	10,46	17,93	446,88	3,27
1-13	5,94	12,6	81	0,221
1-15	7,97	13,66	340,48	2,149

 

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
1-6	25	46	2АС-120/19	0,249	0,427	2,66	0,035
1-8	34,61	84	АС-185/24	0,162	0,413	2,75	0,037
1-13	15	30	АС-150/19	0,198	0,42	2,7	0,036
1-15	40,38	64	АС-240/32	0,12	0,405	2,81	0,0375
8-15	5,38	60	АС-70/11	0,428	0,444	2,55	0,034