Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Изм.
Лист
№ докум.
Підпис
Дата
Арк.
КП 3.6.090603.286 ET-01 ПЗ
Міністерство освіти і науки, молоді та спорту України
Сумський державний університет
Кафедра електроенергетики
Пояснювальна записка
до курсового проекту
з курсу «Електричні системи і мережі»
на тему «Розробка проекту районної електричної мережі»
Виконав студент гр. ЕТ-01
Ткаченко В. А.
Перевірив Лебединський І. Л.
Суми 2013
Зміст
|
Вступ…………………………………………………………………………….. |
3 |
|
1 Завдання………………………………………………………………………. |
4 |
|
2 Розроблення конфігурацій електричних мереж……………………………. |
5 |
|
3 Розрахунок електричної мережі схеми А…………………………………... |
8 |
|
3.1 Визначення довжин ліній для схеми А……………………………… |
8 |
|
3.2 Розрахунок струмів та напруг на ділянках без урахування втрат та вибір проводів для схеми А……………………………………………… |
9 |
|
3.3 Вибір трансформаторів для схеми А………………………………... |
12 |
|
3.4 Розрахунок потужності та падіння напруги на ділянках мережі для схеми А……………………………………………………………….. |
15 |
|
4 Розрахунок електричної мережі схеми Б………………………………… |
19 |
|
4.1. Визначення довжин ліній для схеми Б…………………………… |
19 |
|
4.2. Розрахунок струмів та напруг на ділянках без урахування втрат та вибір проводів для схеми Б…………………………………………. |
19 |
|
4.3. Вибір трансформаторів для схеми Б………………………………. |
21 |
|
4.4. Розрахунок потужності та падіння напруги на ділянках мережі для схеми Б……………………………………………………………….. |
22 |
|
5. Порівняння двох схем електричної мережі………………………………. |
25 |
|
6. Аварійний режим роботи електричної мережі схеми А…………………. |
26 |
|
7. Режим мінімального навантаження електричної мережі схеми А……….. |
29 |
|
Висновки………………………………………………………………………… |
32 |
|
Додаток. Географічне розташування та схеми заміщення мереж…………... |
33 |
|
Список використаних джерел…………………………………………………. |
34 |
Вступ
Даним проектом передбачена розробка декількох електричних мереж та вибір оптимальної, що забезпечує електроенергією споживачів розташованих по відповідним координатам. Також здійснюється вибір елементів енергосистеми, ліній електропередач, проводів, елементів розподільчих пристроїв, трансформаторів, компенсуючих пристроїв у відповідності з діючими правилами та нормативними документами.
За техніко-економічними підрахунками вибирається одна з найкращих конфігурацій електричної мережі.
Виконується перевірка надійності мережі, у випадку аварійної ситуації, мережа повинна забезпечувати безперебійне постачання електроенергією споживачів відповідних категорій, що підтверджується розрахунками. Всі розрахунки оформлені у вигляді таблиць.
1 Завдання
Завданням передбачено виконання курсового проекту на тему «Розробка проекту електричної мережі району». Необхідно виконати електропостачання споживачів від потужного джерела електроенергії. Чотири споживачі характеризується великою потужністю, для цієї групи споживачів доставлена електроенергія повинна бути перетворена на напругу 10 кВ. Два споживачі мають відносно невелику потужність і розташовані недалеко від одного з крупних споживачів. Ними можуть бути невеликі промислові, сільськогосподарські і житлові райони. Електропостачання цих споживачів передбачається здійснити від підстанцій відповідних крупних споживачів і забезпечити напругою 380 В.
Вихідні дані, що характеризують споживачів приведені в таблиці 1.1.
Таблиця 1.1 – Вихідні дані
|
Параметр |
1-й спож. |
2-й спож. |
3-й спож. |
4-й спож. |
5-й спож. |
6-й спож. |
|
Т |
К |
А |
В |
И |
Т |
|
|
Х, мм |
34 |
41 |
11 |
-26 |
8 |
10 |
|
Y, мм |
23 |
34 |
28 |
0 |
0 |
0 |
|
Рм,МВт |
17 |
57 |
72 |
58 |
0,934 |
0,952 |
|
cos f |
0,95 |
0,83 |
0,95 |
0,95 |
0,8 |
0,8 |
|
Тм, ч |
4160 |
4880 |
5790 |
5980 |
2580 |
3390 |
|
Категорія |
II |
II |
I |
II |
II |
II |
Додаткова початкова інформація про споживачів та їх розміщення приведена в таблиці 1.2.
Таблиця 1.2 – Додаткова початкова інформація про споживачів
|
Характеристика споживачів |
А |
|
Масштаб для споживачів 1-4, км/мм |
2 |
|
Масштаб для споживачів 5 і 6 по відношенню до точки прив’язки, км/мм |
0,1 |
|
Споживач, до якого прив’язані споживач 5 і 6 |
1 |
|
Частка всіх навантажень в номінальному режимі Рмін. по відношенню до мінімального Рм |
0,5 |
2 Розроблення конфігурацій електричних мереж
Розраховуємо повну максимальну потужність споживачів за формулою [1]:
(2.1)
де – максимальна активна потужність споживача.
Повну мінімальну потужність споживачів розраховуємо за формулою:
(2.1)
де – частка всіх навантажень в номінальному режимі Рmin по відношенню до максимального Рmax.
Характеристики споживачів із розрахованою повною потужністю занесемо до табл. 2.1.
Таблиця 2.1 – Дані про споживачів із розрахованою повною потужністю споживачів
|
Параметр |
1-й спож. |
2-й спож. |
3-й спож. |
4-й спож. |
5-й спож. |
6-й спож. |
|
Т |
К |
А |
В |
И |
Т |
|
|
Х, мм |
68 |
82 |
22 |
-52 |
0,8 |
1 |
|
Y, мм |
46 |
68 |
56 |
0 |
0 |
0 |
|
Smax, МВА |
31+j14,12 |
33+j10,85 |
27+j21,66 |
28+j18,82 |
0,56+j0,18 |
0,35+j0,21 |
|
Smin, МВА |
15,5+7,06j |
16,5+5,43j |
13,5+10,83j |
14+9,41j |
0,28+0,09j |
0,175+0,105j |
|
cos f |
0,95 |
0,83 |
0,95 |
0,95 |
0,8 |
0,8 |
|
Тнб, годин |
4160 |
4880 |
5790 |
5980 |
2580 |
3390 |
|
Категорія |
II |
II |
I |
II |
II |
II |
Електроспоживачі І категорії повинні забезпечуватися електроенергією від двох взаємно резервованих джерел живлення; перерва в їх електропостачанні при порушенні електропостачання від одного із джерел живлення може бути припустима лише на час автоматичного відновлення живлення. Електроспоживачі ІІ категорії рекомендовано забезпечувати електроенергією від двох взаємно резервованих джерел живлення; перерва в їх електропостачанні при порушенні електропостачання від одного із джерел живлення може бути припустима на час, необхідний для ввімкнення резервного живлення діями чергового персоналу або виїзної оперативної бригади. Для електроспоживачів ІІ категорії дозволяється живлення однією повітряною лінією, якщо забезпечена можливість проведення аварійного ремонту цієї лінії за час не більше однієї доби. Для електроспоживачів ІІІ категорії електропостачання може виконуватися від одного джерела живлення за умови, що перерва в електропостачанні, необхідна для ремонту або заміни пошкодженого елементу системи електропостачання, не перевищує однієї доби.
За даними, що характеризують споживачів, побудуємо дві найоптимальніші географічні схеми електричної мережі. На рисунку 2.1 зображено з’єднання споживачів за першим варіантом (схема А).
Рис. 2.1 – Схема
На рисунку 2.2 зображено другий варіант з’єднання споживачів (схема Б).
Рис. 2.2 – Схема Б
При розробці конфігурацій електричних мереж необхідно враховувати наступне:
- доцільно виділити підстанції, споживачі яких вимагає 100 % резерву по мережі і розглянути шляхи виконання цієї вимоги;
- замкнутою мережею доцільно зв’язувати споживачів приблизно однакової потужності;
- по можливості необхідно виключити потоки потужності до джерела живлення;
- не слід допускати мало завантажених ліній в замкнутих мережах;
- необхідно прагнути до передачі електроенергії споживачам найкоротшим шляхом.
3 Розрахунок електричної мережі схеми А
3.1 Визначення довжин ліній для схеми А
Розраховуємо довжини ліній враховуючи коефіцієнт перерахунку довжин ділянок мережі за формулою:
(3.1)
де: l – довжина ділянки мережі виміряна на плані, км;
kL – коефіцієнт збільшення довжини мережі по відношенню з повітряною прямою [3, ст. 9], kL .
Для двохланцюгових ліній враховується коефіцієнт kцеп.
(3.1а)
, для ВЛ 110 кВ на двохланцюгових залізобетонних опорах[3, ст. 9].
Таблиця 3.1 – Дійсні довжини ліній
|
№ |
Лінія |
Довжина, км |
Коефіцієнт провисання |
|
1 |
А-1 |
102,622 |
1,25 |
|
2 |
1-2 |
72,887 |
1,25 |
|
3 |
2-3 |
114,018 |
1,25 |
|
4 |
3-4 |
64,856 |
1,25 |
|
5 |
A-4 |
66,191 |
1,25 |
|
6 |
1-5 |
0,976 |
1,45 |
|
7 |
5-6 |
1,352 |
1,45 |
3.2 Розрахунок струмів та напруг на ділянках без урахування втрат та вибір проводів для схеми А
Для розрахунку струмів та напруг на всіх ділянках мережі необхідно визначити орієнтовні потоки потужності. Для схеми, зображеної на рисунку 2.1, з урахуванням умовних позначень розрахунок потужностей визначаємо за такими формулами:
Для мережі високої напруги
(3.2)
(3.2а)
(3.3)
(3.3а)
(3.3б)
де – відповідні потужності споживачів, МВА;
– відповідні лінії, які з'єднують споживачів , км.
Для мережі низької напруги
(3.2б)
(3.2в)
(3.3в)
Виходячи із довжин ліній і потужностей яка йде по них визначаємо напругу по емпіричній формулі Ілларіонова[1]:
(3.5)
де U – напруга відповідної лінії, кВ;
L – довжина відповідної лінії, км;
Р – активна потужність відповідної лінії, МВт.
Також визначаємо струм в лініях за формулою:
(3.6)
де І – струм у відповідній лінії, А;
S – повна потужність лінії, МВА;
Uн – обрана номінальна напруга.
Згідно методу економічної густини струму, економічний переріз розраховуємо за формулою:
(3.7)
де Fе – економічний переріз проводу, мм2;
Ім – струм в лінії в режимі максимальних навантажень, що відповідає нормальному режиму роботи мережі, А;
jе – економічна густина струму, А/мм2.
У даному проекті для побудови ліній електропередач (ЛЕП) використовуємо алюмінієві неізольовані проводи. Значення економічної густини струму для таких провідників наведена у табл. 3.2.
Таблиця 3.2 – Економічна густина струму, А/мм2
Проводи |
Тнб, год/рік |
||
|
1000—3000 |
3001—5000 |
> 5000 |
|
|
Алюмінієві неізольовані проводи |
1,3 |
1,1 |
1,0 |
У табл. 3.3 наведено результати розрахунку орієнтовних потоків потужності в лініях, струмів при напрузі 110 та 220 кВ.
Таблиця 3.3 – Потоки потужності та струми в лініях
|
Лінія |
S, МВА |
Струм, А |
|
|
при U=110 кВ |
при U=220 кВ |
||
|
А-1 |
92,72+j43,31 |
537,101 |
268,551 |
|
1-2 |
75,72+j37,72 |
443,988 |
221,994 |
|
2-3 |
18,72-j0,586 |
98,285 |
49,142 |
|
3-4 |
34,47+j19,56 |
230,541 |
115,27 |
|
A-4 |
92,47+j38,62 |
626,772 |
313,386 |
|
1-5 |
1,886+ j1,414 |
|
|
|
5-6 |
0,952+ j0,714 |
|
|
При оцінці перерізу проводу бачимо, що при Uном=110 кВ втрати потужності у проводах зростають більше ніж у 4 рази. Крім того при аварійному режимі проводи ділянок можуть мати значення струмів, вищі ніж допустимі. Тому для мережі обираємо напругу Uном=220 кВ.
У табл. 3.4 приведено результати розрахунку струмів при номінальній напрузі, економічного перерізу, обраний номінальний переріз провідників та номінальний тривало допустимий струм провідників.
Таблиця 3.4 – Вибір проводів мережі
|
Лінія |
Струм, А |
Напруга, кВ |
Переріз, мм2 |
Допустимий струм, А |
|
|
Fe |
марка проводу |
||||
|
А-1 |
268,551 |
220 |
127,299 |
АС-240/32 |
605 |
|
1-2 |
221,994 |
220 |
45,078 |
АС-240/32 |
605 |
|
2-3 |
49,142 |
220 |
36,713 |
АС-240/32 |
605 |
|
3-4 |
115,27 |
220 |
116,145 |
АС-240/32 |
605 |
|
A-4 |
313,386 |
220 |
82,583 |
АС300/39 |
710 |
|
1-5 |
136,11 |
10 |
136,11 |
АС-150/19 |
450 |
|
5-6 |
68,705 |
10 |
68,705 |
АС-70/11 |
265 |
3.3 Вибір трансформаторів для схеми А
Визначаємо потужність кожного із трансформаторів. При цьому на однотрансформаторній підстанції потужність трансформатора повинна бути не менше максимальної потужності споживачів, що постачається від нього.
(3.8)
де – номінальна потужність обраного трансформатора, МВА (кВА);
– потужність однотрансформаторної підстанції, МВА (кВА);
– максимальна потужність і-го споживача. МВА (кВА).
Потужність трансформаторів на двотрансформаторній підстанції повинна забезпечити навантаження споживачів у випадку аварії одного з них. Тому потужність кожного трансформатора вибирається з обліком його перевантажувальної здатності за умовою:
(3.9)
Коефіцієнт завантаження трансформатора розраховується за формулою:
(3.10)
Коефіцієнт завантаження трансформатора дозволяє визначити можливість збільшення потужності споживачів та розширення мережі.
Для споживачів І категорії необхідно встановити по два трансформатори на підстанцію. Для споживачів ІІ категорії рекомендовано встановити по два трансформатори на підстанцію; припускається можливість живлення від одного трансформатора при наявності централізованого резерву трансформаторів і можливості заміни пошкодженого трансформатора за час не більше однієї доби. Для споживачів ІІІ категорії необхідно встановити один трансформатор на підстанцію. Результати вибору трансформаторів показано у таблиці 3.5.
Таблиця 3.5 – Вибір трансформаторів для схеми А
|
№ |
ПС |
Категорія |
Кількість |
Розрахункова |
Марка |
Кз |
|
ПС |
МВА |
споживача |
тр-рів |
МВА |
тр-ра |
|
|
1 |
32 |
II |
2 |
12,78 |
ТРДНС-32000/220 |
0.28 |
|
2 |
63 |
IІ |
2 |
49,05 |
TРДЦН-63000/220 |
0,545 |
|
3 |
63 |
I |
2 |
54,14 |
TРДЦН-63000/220 |
0,602 |
|
4 |
63 |
II |
2 |
43,61 |
TРДЦН-63000/220 |
0,485 |
|
5 |
1 |
II |
2 |
0,834 |
ТМ-1000/10 |
0,584 |
|
6 |
1 |
II |
2 |
0,85 |
ТМ-1000/10 |
0,595 |
Запас потужності дозволить в майбутньому розширити мережу та підключити нових споживачів.
Для подальшого розрахунку мережі необхідно розрахувати опір та потужність холостого ходу трансформаторів.
Опір трансформаторів розраховується за формулою:
(3.11)
(3.12)
де та –активний та реактивний опори трансформатора, Ом;
- втрати короткого замикання, кВт;
– номінальна лінійна напруга обмотки вищої напруги (ВН), кВ;
– номінальна потужність трансформатора, МВА, кВА;
– напруга короткого замикання, %.
Параметри обраних трансформаторів [4] показано у таблицях 3.6 та 3.7.
Таблиця 3.6 – Параметри обраних трансформаторів для споживачів 1-4
|
Тип трансформатора |
Sн, МВА |
Каталожні дані |
Розрахункові дані |
||||||||||
|
Uном, кВ |
Uк,% |
ΔPк, кВт |
ΔPх, кВт |
Iх, % |
Регулювання напруги |
Rт, Ом |
Хт, Ом |
ΔQxкВАр |
nт |
||||
|
ВН |
НН |
Кі-льк ст. |
% на ст.. |
||||||||||
|
ТРДЦН-63000/220 |
63 |
230 |
11 |
12 |
300 |
82 |
0,8 |
±12 |
1 |
3,9 |
100,7 |
504 |
20,9 |
|
ТРДН-32000/220 |
32 |
230 |
11 |
11,5 |
150 |
45 |
0,65 |
±8 |
1,5 |
7,75 |
190,11 |
208 |
20,9 |
Таблиця 3.7 – Параметри обраних трансформаторів для споживачів 5 та 6
|
Тип |
Номинальная мощность, МВА |
Сочетание напряжений, кВ |
Потери, кВт |
Напряжение КЗ, % |
Ток XX, % |
||
|
ВН |
НН |
XX |
КЗ |
||||
|
ТМ-1000/10 |
1,0 |
10 |
0,69 |
1,9 |
10,5 |
5,5 |
1,15 |
3.4 Розрахунок потужності та падіння напруги на ділянках мережі для схеми А
Проведемо розрахунок активного, реактивного опору ліній та зарядної потужності [1] .
Активний та реактивний опір лінії, Ом:
(3.13)
(3.14)
де та – активний та реактивний опори лінії, Ом;
– довжина лінії, км.
Повний опір лінії, Ом:
(3.15)
Зарядна потужність лінії:
(3.16)
де – питома ємнісна провідність (См/км);
– номінальна напруга мережі, кВ.
Для ліній 10 кВ зарядна потужність має незначне значення, тому нею нехтують. Результати розрахунків показано в таблиці 3.8.
Таблиця 3.8 – Параметри ліній за схемою А
|
Ділян-ка |
Довжина, км |
Марка проводу |
Параметри проводу |
Qл, МВАр |
Zл, Ом |
|
|
Z0, Ом/км |
b0·10-6, См/км |
|||||
|
А-1 |
102,622 |
АС-240/32 |
0,118+0,435j |
2,6 |
12,91 |
12,109+44,641j |
|
1-2 |
32,596 |
АС-240/32 |
0,118+0,435j |
2,6 |
4,102 |
3,846+14,179j |
|
2-3 |
76,485 |
АС-240/32 |
0,118+0,435j |
2,6 |
9,625 |
9,025+33,271j |
|
3-4 |
116,001 |
АС-240/32 |
0,118+0,435j |
2,6 |
14,6 |
13,688+50,46j |
|
A-4 |
65 |
АС-300/39 |
0,098+0,429j |
2,64 |
8,305 |
6,37+27,885j |
|
1-5 |
1,16 |
АС-35/6,2 |
0,198 |
- |
0 |
0,230 |
|
5-6 |
0,29 |
АС-25/4,2 |
0,428 |
- |
0 |
0,124 |
Розрахунок втрат потужності [1] в лініях виконуємо з кінця, також враховуємо втрати холостого ходу у трансформаторах (наведені у таблицях 3.6 та 3.7 даного документу), при цьому на підстанціях з двома трансформаторами втрати холостого ходу збільшуються вдвічі, а опір обмоток складає половину опору одного трансформатора.
Розрахунок втрат потужності в лінії проводимо за формулою:
(3.17)
де: P - активна потужність на ділянці, МВА;
Q - реактивна потужність на ділянці, МВАр;
Z - опір ділянки, Ом.
Розрахунок падіння напруги виконуємо із джерела живлення, при цьому напруга у споживача не повинна відрізнятись більш ніж на 5% від номінальної, у відповідності з правилами [2].
Розрахунок напруги проводимо за формулою:
(3.18)
де P – активна потужність на ділянці, МВА;
Q – реактивна потужність на ділянці, МВАр;
R та X – активний та реактивний опір, Ом;
- напруга у вузлі, кВ;
- напруга у попередньому вузлі, кВ.
Процентне відхилення напруги в кінці лінії від номінального значення розраховуємо за формулою, %:
(3.19)
Розрахуємо замкнуту колову мережу, зображену на рис. 2.1. Розрахунок починаємо з находження точки потокорозподілу.
Результати розрахунку потужностей в кінці ліній, початку, та втрати потужності в лініях показано у таблиці 3.9. Результати розрахунку напруг у вузлах мережі показано у таблиці 3.10.
Таблиця 3.9 – Результати розрахунку потужностей
|
Ділянка |
Sкінцева, МВА* |
ΔS, МВА* |
Sпочаткова, МВА* |
Ірозр, А |
Ідоп, А |
|
A-1 |
94,48+45,4j |
2,749+10,13j |
97,23+49,08j |
285,829 |
605 |
|
1-2 |
74,85+43,38j |
0,594+2,193j |
75,45+43,52j |
228,574 |
605 |
|
2-3 |
17,49+3,606j |
0,059+0,219j |
17,55+8,199j |
46,016 |
605 |
|
3-4 |
89,95+15,15j |
2,353+8,676j |
92,31+16,53j |
246,098 |
605 |
|
А-4 |
150,6+36,33j |
3,16+13,83j |
153,8+36,33j |
421,256 |
710 |
|
1-5 |
1,909+1,537j |
0,0018 |
1,911+1,537j |
141,582 |
450 |
|
5-6 |
0,963+0,776j |
0,00095 |
0,964+0,776j |
71,455 |
265 |
|
1-1' |
18,91+7,125j |
0,033+0,802j |
19,03+8,343j |
|
|
|
2-2' |
57+38,3j |
0,14+3,792j |
57,36+44,22j |
|
|
|
3-3' |
72+23,67j |
0,237+5,979j |
72,4+30,65j |
|
|
|
4-4' |
58+19,06j |
0,154+3,88j |
58,32+23,95j |
|
|
|
5-5' |
0,934+0,7j |
0,0072+0,037j |
0,945+0,761j |
|
|
|
6-6' |
0,952+0,714j |
0,0074+0,0389j |
0,963+0,776j |
|
|
|
А |
251+95,09j |
|
|
Таблиця 3.10 – Результати розрахунку напруг у вузлах мережі
|
вузол |
Uном, кВ |
U, кВ |
ступінь РПН |
|
А |
220 |
230 |
|
|
1 |
220 |
216,4 |
|
|
2 |
220 |
213 |
|
|
3 |
220 |
213 |
|
|
4 |
220 |
221,1 |
|
|
5 |
10 |
9,821 |
|
|
6 |
10 |
10,025 |
|
|
1' |
10 |
10,036 |
-3 |
|
2' |
10 |
9,973 |
-2 |
|
3' |
10 |
9,973 |
-2 |
|
4' |
10 |
10,044 |
-5 |
|
5' |
0,69 |
0,678 |
|
|
6' |
0,69 |
0,692 |
|
На рисунку 3.1 показано схему заміщення мережі А.
Рис. 3.1 – Схема заміщення мережі А
4 Розрахунок електричної мережі схеми Б
4.1 Визначення довжин ліній для схеми Б
Розраховуємо довжини ліній враховуючи коефіцієнт перерахунку довжин ділянок мережі за формулою (3.1). Довжини ліній мережі Б показано в табл. 4.1.
Таблиця 4.1 – Дійсні довжини ліній
|
№ |
Лінія |
Довжина, км |
Коефіцієнт провисання |
|
1 |
A-1 |
66,002 |
1,25 |
|
2 |
1-2 |
120,649 |
1,25 |
|
3 |
2-3 |
114,018 |
1,25 |
|
4 |
А-3 |
64,856 |
1,25 |
|
5 |
A-4 |
66,191 |
1,45 |
|
6 |
1-5 |
0,976 |
1,45 |
|
7 |
5-6 |
1,352 |
1,45 |
4.2 Розрахунок струмів та напруг на ділянках без урахування втрат та вибір проводів для схеми Б
Розраховуємо значення напруги та струмів на всіх ділянках мережі. Для схеми зображеної на рисунку 2.2 розрахунок потужностей проводимо по формулах (3.2 – 3.4). Також визначаємо напругу на ділянках за формулою (3.5) та струм за формулою (3.6). Переріз провідників визначаємо за методом економічної густини струму за формулою (3.7). У даному проекті для побудови ЛЕП використовуємо алюмінієві неізольовані проводи. Значення економічної густини для таких провідників наведено у табл. 3.2. У табл. 4.2 наведено результати орієнтовних потоків потужності в лініях, струмів при напрузі 110 та 220 кВ.
Таблиця 4.2 – Потоки потужності та струми в лініях схеми Б
|
Лінія |
S, МВА |
Струм, А |
|
|
при U=110 кВ |
при U=220 кВ |
||
|
A-1 |
59,93+30,04j |
351,862 |
175,931 |
|
1-2 |
42,93+24,46j |
259,32 |
129,66 |
|
2-3 |
14,07+13,85j |
103,617 |
51,809 |
|
А-3 |
86,07+37,51j |
492,795 |
246,398 |
|
A-4 |
58+19,95j |
320,443 |
160,222 |
|
1-5 |
1,886+1,414j |
|
|
|
5-6 |
0,952+0,714j |
|
|
При оцінці перерізу проводу бачимо, що при Uном=110 кВ втрати потужності у проводах зростають більше ніж у 4 рази. Крім того при аварійному режимі проводи ділянок можуть мати значення струмів, вищі ніж допустимі. Тому для мережі обираємо напругу Uном=220 кВ.
У табл. 4.3 приведено результати розрахунку струмів при номінальній напрузі, економічного перерізу, обраний номінальний переріз провідників та номінальний тривало допустимий струм провідників.
Таблиця 4.3 – Вибір проводів мережі
|
Лінія |
Струм, А |
Напруга, кВ |
Переріз, мм2 |
Допустимий струм, А |
|
|
Fe |
марка проводу |
||||
|
A-1 |
175,931 |
220 |
175,931 |
АС-240/32 |
605 |
|
1-2 |
129,66 |
220 |
129,66 |
АС-240/32 |
605 |
|
2-3 |
51,809 |
220 |
51,809 |
АС-240/32 |
605 |
|
А-3 |
246,398 |
220 |
246,398 |
АС-240/32 |
605 |
|
A-4 |
160,222 |
220 |
160,222 |
АС-240/32 |
605 |
|
1-5 |
136,11 |
10 |
136,11 |
АС-150/19 |
450 |
|
5-6 |
68,705 |
10 |
68,705 |
АС-70/11 |
265 |
4.3 Вибір трансформаторів для схеми Б
Визначаємо потужність кожного із трансформаторів. Для вибору трансформаторів на підстанціях використовуємо формули (3.8 – 3.10). Результати вибору трансформаторів показано у табл. 4.4.
Таблиця 4.4 – Вибір трансформаторів для схеми Б
|
№ |
ПС |
Категорія |
Кількість |
Розрахункова |
Марка |
Кз |
|
ПС |
МВА |
споживача |
тр-рів |
МВА |
тр-ра |
|
|
1 |
32 |
II |
2 |
12,78 |
ТРДНС-32000/220 |
0.28 |
|
2 |
63 |
IІ |
2 |
49,05 |
TРДЦН-63000/220 |
0,545 |
|
3 |
63 |
I |
2 |
54,14 |
TРДЦН-63000/220 |
0,602 |
|
4 |
63 |
II |
2 |
43,61 |
TРДЦН-63000/220 |
0,485 |
|
5 |
1 |
II |
2 |
0,834 |
ТМ-1000/10 |
0,584 |
|
6 |
1 |
II |
2 |
0,85 |
ТМ-1000/10 |
0,595 |
|
№ ПС |
Потужність споживача, МВА |
Категорія споживача |
Кількість тр-рів |
Sрозр (1-го тр-ра), МВА |
Sном (1-го тр-ра), МВА |
Кз |
Марка тр-ра |
|
1 |
32 |
II |
1 |
12,78 |
40 |
0,85 |
ТРДНС-40000/220 |
|
2 |
63 |
IІ |
1 |
34,74 |
40 |
0,87 |
ТРДНС-40000/220 |
|
3 |
63 |
I |
1 |
34,62 |
40 |
0,87 |
ТРДНС-40000/220 |
|
4 |
63 |
II |
2 |
24,1 |
32 |
0,38 |
ТРДН-32000/220 |
|
5 |
1 |
II |
1 |
0,587 |
0,63 |
0,93 |
ТМ-630/10 |
|
6 |
1 |
II |
2 |
0,291 |
0,4 |
0,51 |
ТМ-400/10 |
Запас потужності дозволить в майбутньому розширити мережу та підключити нових споживачів.
Параметри обраних трансформаторів [4] показано у таблицях 4.5 та 4.6.
Таблиця 4.5 – Параметри обраних трансформаторів для споживачів 1-4
|
Тип трансформатора |
Sн, МВА |
Каталожні дані |
Розрахункові дані |
||||||||||
|
Uном, кВ |
Uк,% |
ΔPк, кВт |
ΔPх, кВт |
Iх, % |
Регулювання напруги |
Rт, Ом |
Хт, Ом |
ΔQxкВАр |
nт |
||||
|
ВН |
НН |
кіл ст. |
% на ст. |
||||||||||
|
ТРДНС-40000/220 |
40 |
230 |
11 |
11,5 |
170 |
50 |
0,9 |
±12 |
1 |
5,62 |
152,1 |
360 |
20,9 |
|
ТРДН-32000/220 |
32 |
230 |
11 |
11,5 |
150 |
45 |
0,65 |
±8 |
1,5 |
7,75 |
190,11 |
208 |
20,9 |
Таблиця 4.6 – Параметри обраних трансформаторів для споживачів 5 та 6
|
Тип трансформатора |
Sном, кВА |
Каталожні дані |
Розрахункові дані |
||||||||
|
Uном, кВ |
Uк,% |
ΔPк, кВт |
ΔPх, кВт |
Iх, % |
Rт, Ом |
Хт, Ом |
ΔQx, кВАр |
nт |
|||
|
ВН |
НН |
||||||||||
|
ТМ-630/10 |
630 |
10 |
0,4 |
5,5 |
7.6 |
1,42 |
2 |
1,92 |
8,73 |
12,6 |
25 |
|
ТМ-400/10 |
400 |
10 |
0,4 |
4,5 |
5,5 |
0,92 |
2,1 |
3,44 |
11,25 |
8,4 |
25 |
4.4 Розрахунок потужності та падіння напруги на ділянках мережі для схеми Б
Розрахунок активного, реактивного, повного опору ліній та зарядної потужності [1] виконуємо за формулами (3.13 – 3.16).
Результати розрахунків показано у табл. 4.7.
Таблиця 4.7 – Параметри ліній за схемою Б
|
Ділян-ка |
Довжина, км |
Марка проводу |
Параметри проводу |
Qл, МВАр |
Zл, Ом |
|
|
Z0, Ом/км |
b0·10-6, См/км |
|||||
|
А-1 |
102,622 |
АС-240/32 |
0,118+0,435j |
2,6 |
12,91 |
12,109+44,641j |
|
1-2 |
32,596 |
АС-240/32 |
0,118+0,435j |
2,6 |
4,102 |
3,846+14,179j |
|
2-3 |
76,485 |
АС-240/32 |
0,118+0,435j |
2,6 |
9,625 |
9,025+33,271j |
|
A-3 |
75,208 |
АС-240/32 |
0,118+0,435j |
2,6 |
9,464 |
8,875+32,715j |
|
A-4 |
75,4 |
АС-240/32 |
0,118+0,435j |
2,6 |
9,488 |
4,45+16,399j |
|
1-5 |
1,16 |
АС-150/19 |
0,198 |
- |
0 |
0,230 |
|
5-6 |
0,29 |
АС-70/11 |
0,428 |
- |
0 |
0,124 |
Розрахунок втрат потужності [1] в лініях виконуємо з кінця, також враховуємо втрати холостого ходу у трансформаторах (наведені у таблицях 4.5 та 4.6), при цьому на підстанціях з двома трансформаторами втрати холостого ходу збільшуються вдвічі, а опір обмоток складає половину опору одного трансформатора.
Розрахунок втрат потужності в лінії проводимо за формулою (3.17). Розрахунок падіння напруги виконуємо із джерела живлення, при цьому напруга у споживача не повинна відрізнятись більш ніж на 5% від номінальної, у відповідності з правилами [2]. Напругу розраховуємо за формулою (3.18).
Розрахуємо замкнуту колову мережу, зображену на рис. 2.2. Розрахунок починаємо з находження точки потокорозподілу.
Результати розрахунку потужностей в кінці ліній, початку, та втрати потужності в лініях показано у табл. 4.8. Результати розрахунку напруг у вузлах мережі показано у табл. 4.9.
Таблиця 4.8 – Результати розрахунку потужностей
|
Ділянка |
Sкінцева, МВА* |
ΔS, МВА* |
Sпочаткова, МВА* |
Ірозр, А |
Ідоп, А |
|
A-1 |
94,48+45,4j |
2,749+10,13j |
97,23+49,08j |
177,23 |
605 |
|
1-2 |
42,5+26,38j |
0,199+0,733j |
42,7+25,06j |
129,925 |
605 |
|
2-3 |
14,86+10,98j |
0,064+0235j |
14,93+6,4j |
42,68 |
605 |
|
A-3 |
87,33+32,32j |
1,59+5,861j |
88,92+33,45j |
249,31 |
605 |
|
А-4 |
58,32+14,46j |
0,332+1,223j |
58,65+6,198j |
154,773 |
710 |
|
1-5 |
1,909+1,537j |
0,0018 |
1,911+1,537j |
141,582 |
450 |
|
5-6 |
0,963+0,776j |
0,00095 |
0,964+0,776j |
71,455 |
265 |
|
1-1' |
18,91+7,125j |
0,033+0,802j |
19,03+8,343j |
|
|
|
2-2' |
57+38,3j |
0,14+3,792j |
57,36+44,22j |
|
|
|
3-3' |
72+23,67j |
0,237+5,979j |
72,4+30,65j |
|
|
|
4-4' |
58+19,06j |
0,154+3,88j |
58,32+23,95j |
|
|
|
5-5' |
0,934+0,7j |
0,0072+0,037j |
0,945+0,761j |
|
|
|
6-6' |
0,952+0,714j |
0,0074+0,0389j |
0,963+0,776j |
|
|
|
А |
210,4+64,32j |
|
|
Таблиця 4.9 – Результати розрахунку напруг у вузлах мережі
|
Вузол |
Uном, кВ |
U, кВ |
Ступінь РПН |
|
А |
220 |
230 |
|
|
1 |
220 |
222,3 |
|
|
2 |
220 |
220,3 |
|
|
3 |
220 |
222,2 |
|
|
4 |
220 |
228,5 |
|
|
5 |
10 |
10,1 |
|
|
6 |
10 |
10,02 |
|
|
1' |
10 |
10 |
-1 |
|
2' |
10 |
10 |
0 |
|
3' |
10 |
10 |
-1 |
|
4' |
10 |
10,07 |
-3 |
|
5' |
0,69 |
0,675 |
|
|
6' |
0,69 |
0,689 |
|
На рисунку 4.1 показано схему заміщення мережі Б.
Рис. 4.1 – Схема заміщення мережі Б
5 Порівняння двох схем електричної мережі
Завданням порівняння є вибір найкращого з двох варіантів,що розглядаються. Критерієм цього є мінімум втрат.
Таблиця 5.1-Втрати в схемі А.
|
Ділянка |
Т,год. |
Р,МВт |
τ,год. |
ΔW,МВт |
|
A-1 |
4729 |
2,749 |
3121 |
8580 |
|
1-2 |
4880 |
0,595 |
3281 |
1951 |
|
2-3 |
4880 |
0,059 |
3281 |
195,2 |
|
3-4 |
5613 |
2,353 |
4114 |
9682 |
|
А-4 |
5757 |
3,16 |
4289 |
1355 |
Втрати в схемі А складають:
=33960 МВт*год.
Таблиця 5.2-Втрати в схемі Б.
|
Ділянка |
Т,год. |
Р,МВт |
τ,год. |
ΔW,МВт |
|
A-1 |
4649 |
1,135 |
3038 |
3448 |
|
1-2 |
4880 |
0,199 |
3281 |
653,3 |
|
2-3 |
4880 |
0,064 |
3281 |
208,9 |
|
A-3 |
5635 |
1,59 |
4140 |
6583 |
|
А-4 |
5980 |
0,332 |
4566 |
1515 |
Втрати в схемі Б складають:
=12410 МВт*год
Найменші втрати будуть для схеми А, тому вибираємо її як основну і виконуємо розрахунок мережі при аварійному та мінімальному режимах роботи.
6 Аварійний режим роботи електричної схеми А
При аварійному режимі роботи перерва в електропостачанні споживачів І категорії може бути припустима лише на час автоматичного відновлення живлення. Перерва в електропостачанні споживачів ІІ категорії при може бути припустима на час, необхідний для ввімкнення резервного живлення діями чергового персоналу або виїзної оперативної бригади. Для електроспоживачів ІІІ категорії перерва в електропостачанні, необхідна для ремонту або заміни пошкодженого елементу системи електропостачання, повинна не перевищувати однієї доби.
У післяаварійному режимі напруга на джерелі живлення приймається рівною режиму максимальних навантажень.
У аварійному режимі у відповідності з правилами [2] дозволяється відхилення від номінальної напруги ±10%.
Розрахунок виконуємо аналогічно пункту 3.4 або 4.4. Результати розрахунку потужностей під час аварійного режиму показано у таблиці 6.1.
Таблиця 6.1 – Результати розрахунків потужностей під час аварійного режиму
|
Ділянка |
Sкінцева, МВА* |
ΔS, МВА* |
Sпочаткова, МВА* |
Ірозр, А |
Ідоп, А |
|
A-1 |
151,6+73,71j |
1,479+5,451j |
153,1+72,9j |
444,965 |
605 |
|
1-2 |
130,9+67,26j |
1,72+6,342j |
132,6+71,55j |
395,374 |
605 |
|
2-3 |
72,4+25,84j |
1,1+4,06j |
73,5+25,09 |
203,824 |
605 |
|
A-3 |
- |
- |
- |
- |
- |
|
А-4 |
58,32+14,46j |
0,332+1,223j |
58,65+6,198j |
154,773 |
710 |
|
1-5 |
1,909+1,537j |
0,0018 |
1,911+1,537j |
141,582 |
450 |
|
5-6 |
0,963+0,776j |
0,00095 |
0,964+0,776j |
71,455 |
265 |
|
1-1' |
18,91+7,125j |
0,033+0,802j |
19,03+8,343j |
|
|
|
2-2' |
57+38,3j |
0,14+3,792j |
57,36+44,22j |
|
|
|
3-3' |
72+23,67j |
0,237+5,979j |
72,4+30,65j |
|
|
|
4-4' |
58+19,06j |
0,154+3,88j |
58,32+23,95j |
|
|
|
5-5' |
0,934+0,7j |
0,0072+0,037j |
0,945+0,761j |
|
|
|
6-6' |
0,952+0,714j |
0,0074+0,0389j |
0,963+0,776j |
|
|
|
А |
211,7+79,1j |
|
|
Результати розрахунку напруг у вузлах мережі під час аварійного режиму показано у таблиці 6.2.
Таблиця 6.2 – Результати розрахунків напруг у вузлах під час аварійного режиму
|
Вузол |
Uном, кВ |
U, кВ |
Ступінь РПН |
|
А |
220 |
230 |
|
|
1 |
220 |
210,5 |
|
|
2 |
220 |
203,5 |
|
|
3 |
220 |
197 |
|
|
4 |
220 |
227 |
|
|
5 |
10 |
10,09 |
|
|
6 |
10 |
10,08 |
|
|
1' |
10 |
10,05 |
5 |
|
2' |
10 |
9,99 |
8 |
|
3' |
10 |
10,01 |
12 |
|
4' |
10 |
10,01 |
-3 |
|
5' |
0,38 |
0,403 |
|
|
6' |
0,38 |
0,403 |
|
Трансформатори з РПН, встановлені на підстанціях 1-4, дозволяють для кожного характерного режиму вибрати найбільш прийнятне регулювальне відгалуження. Трансформатори на підстанціях 5 і 6, які, як правило, не мають пристроїв РПН, але вони знаходиться на невеликій відстані, що зменшує втрати напруги в лінії, і практично не потребує регулювання.
Схема заміщення для аварійного режиму роботи мережі показана на рисунку 6.1.
рис. 6.1 – Схема заміщення мережі при аварійному режимі роботи схеми А
7 Режим мінімального навантаження електричної мережі схеми А
При мінімальному режимі, у відповідності із завданням за табл. 2.2 потужність споживачів дорівнює:
(7.1)
де Рmax – потужність максимального режиму;
– частка всіх навантажень в номінальному режимі Рmin по відношенню до максимального Рmax.
Розрахунок виконуємо аналогічно пункту 3.4 або 4.4. Результати розрахунку потужностей під час мінімального режиму показано у таблиці 7.1.
Таблиця 7.1 – Результати розрахунків потужностей під час мінімального режиму
|
Ділянка |
Sкінцева, МВА* |
ΔS, МВА* |
Sпочаткова, МВА* |
|
A-2 |
25,07+12,38j |
0,126+0,464j |
25,2+12,84j |
|
2-1 |
8,469+5,557j |
0,018+0,067j |
8,487+5,644j |
|
1-4 |
7,579+3,049j |
0,019+0,068j |
7,597+3,118j |
|
4-А |
21,71+13,5j |
0,103+0,381j |
21,81+13,88j |
|
А-3 |
13,58+12,13j |
0,054+0,197j |
13,64+12,33j |
|
1-5 |
0,31+0,142j |
0,00088+0,00043j |
0,31+0,142j |
|
1-6 |
0,153+0,094j |
0,00065+0,00023j |
0,154+0,094j |
|
5-6 |
0,025+0,03j |
0,00004 |
0,025+0,03j |
|
1-1' |
15,96+7,298j |
0,0036+0,97j |
16,05+8,626j |
|
2-2' |
16,5+5,423j |
0,0035+0,95j |
16,59+6,731j |
|
3-3' |
13,5+10,83j |
0,0035+0,94j |
13,58+12,13j |
|
4-4' |
14+9,408j |
0,023+0,559j |
14,11+10,38j |
|
5-5' |
0,279+0,092j |
0,0017+0,0075j |
0,282+0,112j |
|
6-6' |
0,176+0,104j |
0,00072+0,00231j |
0,178+0,123j |
|
A |
60,65+39,05j |
Результати розрахунку напруг у вузлах мережі під час мінімального режиму показано у таблиці 7.2.
Таблиця 7.2 – Результати розрахунку напруг у вузлах при мінімальному режимі
|
Вузол |
Uном, кВ |
U, кВ |
Ступінь РПН |
|
А |
220 |
230 |
|
|
1 |
220 |
226,5 |
|
|
2 |
220 |
227,6 |
|
|
3 |
220 |
228 |
|
|
4 |
220 |
227,6 |
|
|
5 |
10 |
9,94 |
|
|
6 |
10 |
9,93 |
|
|
1' |
10 |
9,97 |
-8 |
|
2' |
10 |
10,02 |
-8 |
|
3' |
10 |
10,15 |
-7 |
|
4' |
10 |
10,02 |
-8 |
|
5' |
0,38 |
0,397 |
|
|
6' |
0,38 |
0,397 |
|
Схема заміщення для мінімального режиму роботи мережі приведена на рисунку 7.1.
рис. 7.1 – Схема заміщення мережі при мінімальному режимі
Висновки
В процесі виконання курсового проекту були досягнуті описані у вступі цілі і вирішені поставлені завдання.
Були знайдені потоки потужностей в мережі при наступних випадках: максимальний, мінімальний і аварійний режим роботи. Знайдені також падіння потужностей в елементах мережі. Розглянуті величини напруги у вузлах мережі з урахуванням подовжніх і поперечних складових падінь напруги на ділянках мережі.
Значення напруги у вузлових точках електричної системи мають допустимі відхилення в усіх трьох режимах роботи, що відповідає правилам, та нормативним документам проектування. Ці відхилення визначаються конфігурацією мережі, навантаженням та іншими чинниками, від яких залежить падіння напруги. Тому компенсація реактивної потужності за допомогою компенсуючих пристроїв для регулювання напруги не потрібна.
Доцільно зробити висновок, що всі поставлені завдання вирішені повною мірою і робота задовольняє вимогам описаним в [3].
Додаток А. Географічне розташування та схеми заміщення мереж
Список використаних джерел
1. Идельчик В. И. Электрические системы и сети. – Учебник для вузов. М. Энергоатомиздат 1989, 592 с.
2. Правила устройства электроустановок. - М.: Энергоатомиздат, 1986.
3. Методические указания к курсовому проекту по курсу “Электрические системы и сети”. Составитель – Лебединский И.Л. Сумы, СумГУ, 2005 г.
4. Ананичева С. С., А. Л. Мызин. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. Екатеринбург 2005.
5. Силовые трансформаторы. Технические сведения. Сумы СумГУ 2005. Составил Лебединский И.Л.
6. Справочник по проектированию электроэнергетических систем./Под ред. И.М. Шапиро, С.С. Рокотяна. - М.: Энергоатомиздат, 1986.
7. Конспект лекций по курсу «Электрические системы и сети». Преподаватель – Лебединский И.Л. Сумы, СумГУ.
8. Блок В.М. Электрические сети и системы. - М.: Высшая школа, 1986.