Передача и распределение электроэнергии
Механический расчет проводов воздушной линии 110 кВ Линию с номинальным напряжением 110 кВ предполагается построить в третьем районе по гололеду и втором по ветру. Высшая температура в этом районе +400С, низшая температура -400С, среднегодовая +50С. Линия будет проложена на одноцепных железобетонных опорах типа ПБ110−5 проводом марки АС-120/19. Длина пролета принята равной 220 м. Федеральное… Читать ещё >
Передача и распределение электроэнергии (реферат, курсовая, диплом, контрольная)
Федеральное агентство по образованию Вологодский государственный технический университет Кафедра: Электроснабжения Дисциплина: Электрические питательные системы и сети Курсовой проект Передача и распределение электроэнергии Вариант 46
Вологда
В настоящее время в жизни человека большую роль играет электроэнергия. Проблемы поставки ее потребителю, а также поддержания высокого качества поставляемой электроэнергии стоят перед разработчиками энергосистем.
Электроэнергия должна удовлетворять большому количеству различных критериев, как-то величина отклонения напряжения, частота и множество других. С точки зрения производителей электроэнергии электрическая система должна быть экономичной и выполненной максимально качественно с минимумом затрат на электрооборудование и потери в линиях — это позволит увеличить передачу производимой электроэнергии потребителю. Основываясь на этих критериях, следует подобрать все электрооборудование системы.
Отдельным пунктом идет поддержание напряжения в пределах допустимой нормы в различных режимах энергосистемы (наибольшей и наименьшей нагрузки, а также послеаварийном режиме). Для этой цели используются регуляторы напряжения непосредственно на трансформаторах (РПН и ПБВ), а также конденсаторные батареи, которые, уменьшая реактивную энергию в энергосистеме, способствуют уменьшению падения напряжения в линиях.
В данной курсовой работе мы попытаемся решить проблемы поставки электроэнергии потребителю и сохранения ее высокого качества. Курсовая работа содержит следующие основные пункты: выбор и обоснование трансформаторов и воздушных линий энергосистемы, расчет режимов наибольшей и наименьшей нагрузки, компенсация реактивной мощности системы, расчет послеаварийных режимов и регулирование напряжения, механический расчет воздушных линий.
Исходные данные Рис. 1. Схема электрической сети Таблица № 1
Si (МВ.А)
S3,4 | S6 | S7 | S10,11 | S12 | S13 | S14 | S18 | S19 | S20 | |
0,5 | 0,7 | 0,8 | ||||||||
Таблица № 2
Li, j (км)
10,12 11,12 | |||||||||
1. Выбор сечения проводов воздушных линий
1.1 Предварительный расчет потоков мощностей:
1.2 Расчет сечений:
Пример расчета:
Таблица № 3
№ узла | Fi,j,мм2 | Uном, кВ | |
1,2 | 516,7 | ||
2,5 | 446,7 | ||
7,8 | 93,6 | ||
7,9 | 109,78 | ||
8,9 | 11,36 | ||
10,12 11,12 | 76,2 | ||
14,15 | 82,6 | ||
15,16 | |||
16,17 | |||
1.3 Расчет параметров схем замещения проводов ВЛ
;; ;;; .
U кВ | |||||
Dср | 10,58 | 4,518 | 4,518 | 1,317 | |
Пример расчета:
Линия 1−2
, ,
Таблица № 4
№Узла | Тип проводов | L км | Сопротивление проводов | Проводимость | |||||
r0 Ом/км | rл Ом | x0 Ом/км | xл Ом | b0 мкСм/км | bл мкСм | ||||
1,2 | 2хАС330 | 0,053 | 5,3 | 0,316 | 31,6 | 3,557 | 355,7 | ||
2,5 | 2хАС240 | 0,066 | 7,92 | 0,32 | 38,4 | 3,512 | 421,44 | ||
7,8 | АС95 | 0,322 | 13,28 | 0,424 | 16,96 | 2,68 | 107,32 | ||
7,9 | АС120 | 0,263 | 7,89 | 0,416 | 12,48 | 2,33 | 81,96 | ||
8,9 | АС70 | 0,45 | 0,435 | 17,4 | 2,615 | 104,6 | |||
10,12 11,12 | АС95 | 0,332 | 0,424 | 7,632 | 2,68 | 48,3 | |||
14,15 | АС95 | 0,332 | 1,99 | 0,347 | 2,082 | 3,31 | 19,86 | ||
15,16 | АС70 | 0,45 | 2,25 | 0,357 | 1,785 | 3,207 | 16,035 | ||
16,17 | АС35 | 0,9 | 3,6 | 0,376 | 1,504 | 3,037 | 12,148 | ||
2. Выбор типа и мощности трансформаторов Таблица № 5
Тип трансформатора | Сопротивление обмоток (Ом) | |||||||||||||
rВС | rВН | rСН | rВ | rC | rН | xВС | xВН | xСН | xВ | xС | xН | bТ, мкСм | ||
ТРДН-63 000/330/10,5/10,5 | ; | 6,31 | ; | ; | ; | ; | ; | 190,14 | ; | ; | ; | ; | 4,63 | |
АТДЦТН-200 000/330/115/6,6 | 1,525 | 3,58 | 3,58 | 0,762 | 0,762 | 2,824 | 57,17 | 206,91 | 136,12 | 63,979 | — 6,806 | 142,93 | 8,264 | |
ТДН-16 000/115/35 | ; | 4,39 | ; | ; | ; | ; | ; | 86,79 | ; | ; | ; | ; | 8,469 | |
ТДТН-25 000/115/11/6,6 | 2,96 | 2,96 | 2,96 | 1,481 | 1,481 | 1,481 | 55,55 | 92,57 | 34,385 | 56,867 | — 1,322 | 35,707 | 13,23 | |
ТМ-1000//10/0,4 | ; | 1,15 | ; | ; | ; | ; | ; | 5,5 | ; | ; | ; | ; | ||
Формулы для расчета трансформаторов Автотрансформатор: АТДЦТН-200 000/330/115/6,6
U=330кВ;UkBC=10,5%;UkBH=38%;UkCH=25%;Sном=200МВ.А;
PkBC=PkBH=PkCH=560кВт;Px=115 кВт;Ix=0,45%.
;
;
;
;
Трехобмоточный трансформатор: ТДТН-25 000/110/115/11/6,6
U=115 кВ, UkBC=10,75%, UkBH=17,5%, UkCH=6,5%, Ix=0,7%, Sном=25 МВ.А, Px=28,5 кВт, Pk=140кВт.
Двухобмоточные трансформаторы:
ТРДН-63 000/330/10,5/10,5
Uном=115кВ; Ix=0.8%, Sном=63 МВ.А, Px=100 кВт, Pk=230 кВт, Uk=11%
;
;
ТДН — 16 000/115/11
Uном=115кВ; Ix=0.7%, Sном=16 МВ.А, Px=18 кВт, Pk=85 кВт, Uk=10,5%
;
;
ТМ — 1000/10/0,4
Uном=115кВ; Ix=0,5%, Sном=16 МВ.А, Px=1,65 кВт Pk=11,5кВт, Uk=5,5%
;
;
3. Расчет рабочих режимов
3.1 Расчет потерь мощности в элементах сети
3.1.1 Потери мощности в трансформаторах и автотрансформаторах Потери мощности в автотрансформаторе (нб):
;
Потери мощности в трёхобмоточном трансформаторе ТДТН — 25 000/115/11/6,6
Потери мощности в двухобмоточных трансформаторах (max):
ТРДН-63 000/330/10,5
ТДН-16 000/115/11
ТМ-1000/10/0,4
Таблица№ 6
Тип трансформатора | Pmax МВт | Qmax МВт | |
2хАТДЦТН-200 000/330/115 | 0,755 | 7,425 | |
ТДТН-25 000/115/11 | 0,168 | 2,26 | |
ТРДН-63 000/330/10,5 | 0,193 | 3,298 | |
ТДН-16 000/115/11 | 0,06 | 0,984 | |
ТМ-1000/10/0,4 | 0,009 | 0,04 | |
ТМ-1000/10/0,4 | 0,007 | 0,03 | |
ТМ-1000/10/0,4 | 0,0045 | 0,0187 | |
3.2 Расчет потоков мощностей при наибольшей нагрузке Для четного узла ;
Для нечётного узла ;
3.3 Расчет напряжений в узлах электрической сети
3.3.1 Приведение параметров схемы замещения к напряжению U=110 кВ Таблица№ 7
Элемент схемы | Uном кВ | r, Ом | r`, ОМ | x, Ом | x`, Ом | |
1,2 | 5,25 | 0,58 | 31,572 | 3,51 | ||
2,5 | 7,875 | 0,88 | 37,886 | 4,21 | ||
7,8 | 13,263 | 13,26 | 16,956 | 16,96 | ||
7,9 | 7,875 | 7,88 | 12,494 | 12,49 | ||
8,9 | 17,381 | 17,38 | ||||
10,12 | 5,968 | 58,95 | 7,63 | 75,37 | ||
11,12 | 5,968 | 58,95 | 7,63 | 75,37 | ||
14,15 | 1,989 | 240,67 | 2,079 | 251,56 | ||
15,16 | 2,25 | 272,25 | 1,786 | 216,11 | ||
16,17 | 3,6 | 435,6 | 1,505 | 182,11 | ||
2,21 | 6,311 | 0,7 | 190,143 | 21,13 | ||
5,22 | 0,762 | 0,08 | 82,869 | 9,21 | ||
7,22 | 0,762 | 0,08 | — 25,697 | — 2,86 | ||
6,22 | 2,824 | 0,31 | 234,477 | 26,05 | ||
8,10 | 4,391 | 4,39 | 86,789 | 86,79 | ||
8,11 | 4,391 | 4,39 | 86,789 | 86,79 | ||
9,23 | 1,481 | 1,48 | 56,867 | 56,87 | ||
13,23 | 1,481 | 1,48 | — 1,322 | — 1,32 | ||
14,23 | 1,481 | 1,48 | 35,707 | 35,71 | ||
15,18 | 1,15 | 139,15 | 5,5 | 665,5 | ||
16,19 | 1,15 | 139,15 | 5,5 | 665,5 | ||
17,20 | 1,15 | 139,15 | 5,5 | 665,5 | ||
;; при Uном<110 кВ и ;
при Uном>110 кВ Определение напряжений Остальной расчет производится аналогично, расчёт приведён в таблице Таблица№ 8
Элемент схемы | Uрас кВ | Uф кВ | |
115,7 | 347,1 | ||
10,18 | |||
109,5 | 328,5 | ||
100,2 | 300,6 | ||
97,63 | 5,86 | ||
103,2 | 103,2 | ||
99,44 | 99,44 | ||
100,3 | 100,3 | ||
94,65 | 30,12 | ||
94,28 | |||
89,54 | 28,49 | ||
94,69 | 94,69 | ||
94,64 | 5,68 | ||
93,08 | 8,46 | ||
86,11 | 7,83 | ||
80,94 | 7,36 | ||
77,29 | 7,03 | ||
84,12 | 0,31 | ||
77,81 | 0,28 | ||
74,1 | 0,27 | ||
3.4 Потери в трансформаторах при наименьших нагрузках Таблица № 9
Тип трансформатора | P, МВт | Q, МВар | |
2хАТДЦТН-200 000/330/115 | 0,55 | 6,291 | |
ТДТН-25 000/115/11 | 0,06 | 0,696 | |
ТРДН-63 000/330/10,5 | 0,123 | 1,202 | |
ТДН-16 000/115/11 | 0,028 | 0,31 | |
ТМ-1000/10/0,4 | 0,0035 | 0,014 | |
ТМ-1000/10/0,4 | 0,003 | 0,012 | |
ТМ-1000/10/0,4 | 0,0024 | 0,008 | |
3.5 Расчет потоков мощностей при наименьшей нагрузке Таблица № 10
№ линии | Конец линии | Начало линии | |||
Активная мощность, МВт | Реактивная мощность, МВар | Активная мощность, МВт | Реактивная мощность, МВар | ||
16,17 | 0,363 | 0,19 | 0,37 | 0,192 | |
15,16 | 0,67 | 0,39 | 0,684 | 0,4 | |
14,15 | 0,911 | 0,519 | 4,533 | 2,302 | |
14 э | 4,533 | 2,302 | 4,533 | 2,302 | |
9 э | 8,846 | 4,519 | 8,846 | 4,519 | |
10,12 | 2,7 | 1,32 | 4,994 | 2,476 | |
11,12 | 2,7 | 1,32 | 4,869 | 2,701 | |
10 э | 4,994 | 2,476 | 4,994 | 2,476 | |
11 э | 4,869 | 2,701 | 4,869 | 2,701 | |
8 э | 9,919 | 4,516 | 9,919 | 4,516 | |
7,8 | 8,45 | 4,18 | 8,547 | 4,305 | |
7,9 | 10,316 | 4,855 | 10,4 | 4,989 | |
8,9 | 1,47 | 0,336 | 1,473 | 0,339 | |
7 э | 95,451 | 55,852 | 95,451 | 55,852 | |
2,5 | 107,251 | 44,695 | 108,227 | 26,444 | |
1,2 | 125,851 | 17,978 | 126,63 | 3,296 | |
3.6 Определение напряжений Таблица№ 11
Элемент схемы | Uрас кВ | Uф кВ | |
115,5 | 346,5 | ||
114,8 | 344,4 | ||
112,9 | 10,26 | ||
109,5 | 328,5 | ||
108,2 | 6,49 | ||
110,9 | 110,9 | ||
109,3 | 109,3 | ||
109,6 | 109,6 | ||
106,9 | 34,01 | ||
106,7 | 33,95 | ||
104,4 | 33,22 | ||
107,3 | 107,3 | ||
107,3 | 6,44 | ||
106,5 | 9,68 | ||
103,2 | 9,38 | ||
100,7 | 9,15 | ||
98,94 | 8,99 | ||
102,2 | 0,37 | ||
99,16 | 0,36 | ||
97,36 | 0,35 | ||
3.7 Выбор компенсирующих устройств и расчет режимов проектируемой сети с КУ
;;
Таблица № 12
№узла | Тип компенсирующего устройства | |
УКМ-58−0,4−200У1 | ||
2хУКМ-58−0,4−200У1 | ||
УКМ-58−0,4−200У1 | ||
УКЛ-57−10,5−22 500УЗ | ||
2хУКЛ-57−10,5−3150 | ||
3хУК-6(10)-1125Л (П)У3 | ||
УКЛ 57−10,5−2700У3 + + УКЛ 57−10,5−2250У3 | ||
3хУКЛ 57−10,5−2250УЗ | ||
3.7.1 Расчет потерь мощности в трансформаторах (к.у.)
Таблица № 13
Тип трансформатора | P, МВт | Q, МВар | |
2хАТДЦТН-200 000/330/115 | 0,6025 | 7,505 | |
ТДТН-25 000/115/11 | 0,123 | 1,611 | |
ТРДН-63 000/330/10,5 | 0,1744 | 2,75 | |
ТДН-16 000/115/11 | 0,053 | 0,804 | |
ТМ-1000/10/0,4 | 0,0078 | 0,035 | |
ТМ-1000/10/0,4 | 0,0059 | 0,2 551 | |
ТМ-1000/10/0,4 | 0,004 | 0,0166 | |
3.7.2 Расчёт потоков (к.у.)
Таблица № 14
№ линии | Конец линии | Начало линии | |||
Активная мощность, МВА | Реактивная мощность, МВА | Активная мощность, МВА | Реактивная мощность, МВА | ||
16.17 | 0,728 | 0,186 | 0,748 | 0,195 | |
15.16 | 1,349 | 0,357 | 1,393 | 0,392 | |
14.15 | 1,847 | 0,495 | 9,12 | 2,141 | |
14 э | 9,12 | 2,141 | 9,12 | 2,141 | |
9 э | 17,743 | 4,548 | 17,743 | 4,548 | |
10.12 | 5,4 | 1,065 | 10,048 | 2,104 | |
11.12 | 5,4 | 1,065 | 9,798 | 2,104 | |
10 э | 10,048 | 2,104 | 10,048 | 2,104 | |
11 э | 9,798 | 2,104 | 9,798 | 2,104 | |
8 э | 19,951 | 4,534 | 19,951 | 4,534 | |
7.8 | 17,078 | 4,371 | 17,419 | 4,807 | |
7.9 | 20,616 | 4,711 | 20,907 | 5,173 | |
8.9 | 2,873 | 0,163 | 2,886 | 0,175 | |
7 э | 191,338 | 41,669 | 191,338 | 41,669 | |
2.5 | 214,441 | 30,927 | 217,835 | 24,31 | |
1.2 | 253,009 | 15,389 | 256,107 | 14,649 | |
3.7.3 Определение напряжений Таблица № 15
№ узлов | Uр кВ | Uф кВ | |
119,5 | 358,5 | ||
117,9 | 10,72 | ||
117,1 | 351,3 | ||
115,7 | 347,1 | ||
114,7 | 6,88 | ||
116,8 | 116,8 | ||
113,9 | 113,9 | ||
114,7 | 114,7 | ||
111,5 | 35,48 | ||
111,5 | 35,48 | ||
107,7 | 34,27 | ||
112,5 | 112,5 | ||
112,4 | 6,74 | ||
111,7 | 10,15 | ||
106,2 | 9,65 | ||
9,27 | |||
98,76 | 8,98 | ||
105,1 | 0,38 | ||
100,4 | 0,37 | ||
96,8 | 0,35 | ||
воздушная линия сеть
4. Расчет послеаварийных режимов
4.1 Разрыв линии 7,8
Рис. 2. Схема электрической сети после аварии
4.1.1 Расчет потерь мощности в трансформаторах при отключении линии 7,8
Таблица № 16
Тип трансформатора | P, МВт | Q, МВар | |
2хАТДЦТН-200 000/330/115 | 0,6025 | 7,505 | |
ТДТН-25 000/115/11 | 0,123 | 1,611 | |
ТРДН-63 000/330/10,5 | 0,1744 | 2,75 | |
ТДН-16 000/115/11 | 0,053 | 0,804 | |
ТМ-1000/10/0,4 | 0,0078 | 0,035 | |
ТМ-1000/10/0,4 | 0,0059 | 0,2 551 | |
ТМ-1000/10/0,4 | 0,004 | 0,0166 | |
4.1.2 Расчет потоков в сети после аварии
Таблица № 17
№ линии | Конец линии | Начало линии | |||
Активная мощность, МВА | Реактивная мощность, МВА | Активная мощность, МВА | Реактивная мощность, МВА | ||
16.17 | 0,728 | 0,186 | 0,748 | 0,195 | |
15.16 | 1,349 | 0,357 | 1,393 | 0,392 | |
14.15 | 1,847 | 0,495 | 9,12 | 2,141 | |
14 э | 9,12 | 2,141 | 9,12 | 2,141 | |
9 э | 17,743 | 4,548 | 17,743 | 4,548 | |
10.12 | 5,4 | 1,065 | 10,048 | 2,104 | |
11.12 | 5,4 | 1,065 | 9,798 | 2,104 | |
10 э | 10,048 | 2,104 | 10,048 | 2,104 | |
11 э | 9,798 | 2,104 | 9,798 | 2,104 | |
8 э | 19,962 | 5,387 | 19,962 | 5,387 | |
7.9 | 38,34 | 10,549 | 39,369 | 12,182 | |
8.9 | 19,962 | 5,387 | 20,597 | 6,001 | |
7 э | 194,034 | 46,756 | 194,034 | 46,756 | |
2.5 | 217,776 | 43,964 | 221,345 | 38,189 | |
1.2 | 256,538 | 29,819 | 259,754 | 29,789 | |
4.1.3 Определение напряжений при отключении линии 7,8
Таблица № 18
№ узла | Uрас кВ | Uф кВ | |
117,4 | 10,67 | ||
113,6 | 340,8 | ||
112,6 | 6,76 | ||
114,8 | 114,8 | ||
106,9 | 106,9 | ||
110,9 | 110,9 | ||
104,4 | 33,22 | ||
104,4 | 33,22 | ||
100,6 | 32,01 | ||
108,7 | 108,7 | ||
108,6 | 6,52 | ||
9,82 | |||
102,5 | 9,32 | ||
9,83 | 0,89 | ||
95,01 | 8,64 | ||
101,3 | 0,37 | ||
96,61 | 0,35 | ||
93,06 | 0,34 | ||
4.2 Разрыв линии 11,12
Рис. 3. Схема электрической сети после аварии
4.2.1 Расчет потерь мощности в трансформаторах при отключении линии 11,12
Таблица № 19
Тип трансформатора | P, МВт | Q, МВар | |
2хАТДЦТН-200 000/330/115 | 0,6025 | 7,505 | |
ТДТН-25 000/115/11 | 0,123 | 1,611 | |
ТРДН-63 000/330/10,5 | 0,1744 | 2,75 | |
ТДН-16 000/115/11 | 0,053 | 0,804 | |
ТМ-1000/10/0,4 | 0,0078 | 0,035 | |
ТМ-1000/10/0,4 | 0,0059 | 0,2 551 | |
ТМ-1000/10/0,4 | 0,004 | 0,0166 | |
4.2.2 Расчет потоков мощности в сети после аварии
Таблица № 20
№ линии | Конец линии | Начало линии | |||
Активная мощность, МВА | Реактивная мощность, МВА | Активная мощность, МВА | Реактивная мощность, МВА | ||
16.17 | 0,728 | 0,186 | 0,748 | 0,195 | |
15.16 | 1,349 | 0,357 | 1,393 | 0,392 | |
14.15 | 1,847 | 0,495 | 9,12 | 2,141 | |
14 э | 9,12 | 2,141 | 9,12 | 2,141 | |
9 э | 17,743 | 4,548 | 17,743 | 4,548 | |
11.12 | 10,8 | 2,13 | 11,39 | 2,885 | |
10 э | 9,473 | 1,996 | 9,473 | 1,996 | |
11 э | 9,945 | 2,292 | 9,945 | 2,292 | |
8 э | 19,525 | 4,631 | 19,525 | 4,631 | |
7.8 | 16,803 | 4,439 | 17,134 | 4,862 | |
7.9 | 20,465 | 4,74 | 20,752 | 5,196 | |
8.9 | 2,722 | 0,192 | 2,733 | 0,203 | |
7 э | 190,897 | 104,324 | 190,897 | 104,324 | |
2.5 | 214,562 | 100,602 | 218,623 | 97,192 | |
1.2 | 253,816 | 88,822 | 257,302 | 90,419 | |
4.2.3 Определение напряжений Таблица № 21
№ узла | Uрас кВ | Uф кВ | |
115,5 | 10,5 | ||
111,8 | 335,4 | ||
104,7 | 314,1 | ||
103,7 | 6,22 | ||
107,4 | 107,4 | ||
104,5 | 104,5 | ||
105,3 | 105,3 | ||
100,7 | 32,04 | ||
100,7 | 32,04 | ||
92,82 | 29,53 | ||
103,1 | 103,1 | ||
6,18 | |||
102,4 | 9,31 | ||
96,9 | 8,81 | ||
92,69 | 8,43 | ||
89,41 | 8,13 | ||
95,73 | 0,35 | ||
91,02 | 0,33 | ||
87,46 | 0,32 | ||
5. Выбор и обоснование средств регулирования напряжений Т8: ТДН — 16 000/110/10
U8 = 111,069 кВ РПН ±9 ` 1.77% в нейтрали ВН (стр. 117 [ 2 ])
Т9: ТДТН 25 000/110/35/10
U9 = 112,083 кВ, U14 =10,03 кВ,
РПН ±9 ` 1.77% в нейтрали ВН (стр. 117 [ 2 ])
ПБВ ±2 ` 2.5% на стороне СН (стр. 117 [ 2 ])
Т15: ТМ 1000/10/0,4
U15 = 9,405 кВ, ПБВ ±2 ` 2.5% (стр. 116 [ 2 ])
Результаты регулирования напряжения сведены в таблицу 22
Таблица № 22
№ узла | Режим наибольших нагрузок | Режим наименьших нагрузок | Режим с компенсирующими устройствами | ||||||||||
Ui, кВ | 1cт. | 2ст. | 3ст. | Ui, кВ | 1cт. | 2ст. | 3ст. | Ui, кВ | 1cт. | 2ст. | 3ст. | ||
346,5 | 346,5 | ||||||||||||
347,1 | 347,1 | 344,4 | 344,4 | 358,5 | 358,5 | ||||||||
10,18 | 10,5 | 10,26 | 10,26 | 10,72 | 10,72 | ||||||||
10,18 | 10,5 | 10,26 | 10,26 | 10,72 | 10,72 | ||||||||
328,5 | 367,92 | 351,3 | 351,3 | ||||||||||
5,86 | 6,5632 | 6,49 | 6,49 | 6,88 | 6,983 | ||||||||
103,2 | 115,584 | 110,9 | 110,9 | 116,8 | 118,5 | ||||||||
99,44 | 111,373 | 109,3 | 109,3 | 113,9 | 115,6 | ||||||||
100,3 | 112,336 | 109,6 | 109,6 | 114,7 | 116,4 | ||||||||
30,12 | 33,7344 | 39,1386 | 34,01 | 34,01 | 37,0368 | 35,48 | 36,01 | 37,9352 | |||||
33,6 | 38,9827 | 33,95 | 33,95 | 36,9715 | 35,48 | 36,01 | 37,9352 | ||||||
28,49 | 28,49 | 31,9088 | 33,22 | 33,22 | 36,1765 | 34,27 | 34,78 | 36,6415 | |||||
5,68 | 6,3616 | 7,15 425 | 6,44 | 6,44 | 7,1 316 | 6,74 | 6,841 | 7,44 995 | |||||
8,46 | 9,4752 | 10,6558 | 9,68 | 9,68 | 10,5415 | 10,15 | 10,30 | 11,2191 | |||||
7,83 | 8,7696 | 9,86 229 | 9,38 | 9,38 | 10,2148 | 9,65 | 9,794 | 10,6664 | |||||
7,36 | 8,2432 | 9,27 030 | 9,15 | 9,15 | 9,96 435 | 9,27 | 9,409 | 10,2464 | |||||
7,03 | 7,8736 | 8,85 465 | 8,99 | 8,99 | 9,79 011 | 8,98 | 9,114 | 9,92 590 | |||||
0,31 | 0,3472 | 0,39 046 | 0,409 | 0,37 | 0,37 | 0,40 293 | 0,42 307 | 0,38 | 0,385 | 0,42 002 | |||
0,28 | 0,3136 | 0,35 267 | 0,370 | 0,36 | 0,36 | 0,39 204 | 0,41 164 | 0,37 | 0,375 | 0,40 897 | |||
0,27 | 0,302 | 0,34 | 0,357 | 0,35 | 0,35 | 0,38 115 | 0,40 020 | 0,35 | 0,355 | 0,38 686 | 0,39 653 | ||
№ уз-ла | Напряжения при Sпа7,8, кВ | Напряжения при Sпа11, 12, кВ | |||||||
Ui, | 1ст | 2ст | 3ст | Ui, | 1ст | 2ст | 3ст | ||
10,67 | 10,67 | 10,5 | 10,5 | ||||||
10,67 | 10,67 | 10,5 | 10,5 | ||||||
335,4 | 335,4 | ||||||||
6,76 | 7,5712 | 6,22 | 6,3133 | ||||||
114,8 | 128,576 | 107,4 | 109,011 | ||||||
106,9 | 119,728 | 104,5 | 106,067 | ||||||
110,9 | 124,208 | 105,3 | 106,879 | ||||||
33,22 | 37,2064 | 39,1932 | 32,04 | 32,5206 | 35,4149 | ||||
33,22 | 37,2064 | 39,1932 | 32,04 | 32,5206 | 35,4149 | ||||
32,01 | 35,8512 | 37,7656 | 29,53 | 29,9729 | 32,6405 | ||||
6,52 | 7,3024 | 7,56 236 | 6,18 | 6,2727 | 6,83 097 | ||||
9,82 | 10,9984 | 11,3899 | 9,31 | 9,44 965 | 10,2906 | ||||
9,32 | 10,4384 | 10,8100 | 8,81 | 8,94 215 | 9,73 800 | ||||
8,94 | 10,0128 | 10,3692 | 8,43 | 8,55 645 | 9,31 797 | ||||
8,64 | 9,6768 | 10,0212 | 8,13 | 8,25 195 | 8,98 637 | ||||
0,37 | 0,4144 | 0,42 915 | 0,35 | 0,35 525 | 0,38 686 | 0,40 621 | |||
0,35 | 0,392 | 0,40 595 | 0,33 | 0,33 495 | 0,36 476 | 0,38 299 | |||
0,34 | 0,3808 | 0,39 435 | 0,41 407 | 0,32 | 0,3248 | 0,35 370 | 0,37 139 | ||
6. Технико-экономическое обоснование сечений ВЛ, трансформаторов, компенсирующих устройств
a. Технико-экономическое обоснование сечений ВЛ
EH=0.23, b=1руб/кВт.ч, K2004=K1985.D.l, D=30, ИГ = ДРфb
Линия 1−2, 330 кВ, 2хАС330/30
Выбираем железобетонные одноцепные опоры
l=100 км К2004 = 30 '38,6.100 = 115 800 тыс. руб
Tнб=6000 ч
ч
тыс.руб Возьмем провод АС400/18
rуд=0.7 752 Ом/км К2004=133 320 тыс. руб
тыс.руб Экономически более выгодно использовать провод АС330/30
Линия 7−8, 110 кВ, АС95/16
Выбираем железобетонные одноцепные опоры
l=40 км К2004 = 30· 15,9·40 = 19 080 тыс. руб
Tнб=5000 ч
ч
тыс.руб Возьмем провод АС120/19
К2004=17 280 тыс. руб
тыс.руб Экономически более выгодно использовать провод АС120/19
Линия 10−12, 35 кВ, АС95/16
l=18 км К2004 = 30 '13.7.18 =7398 тыс. руб
Tнб=4000 ч
ч
тыс.руб Возьмем провод АС120/19
К2004=7344 тыс. руб
тыс.руб Экономически более выгодно использовать провод АС120/19
Линия 15−16, 10 кВ, АС70
l=5 км К2004 = 30 '11,5.5=1725 тыс. руб
Tнб=3000 ч
ч
тыс.руб Возьмем провод АС95
К2004=1710 тыс. руб
тыс.руб Экономически более выгодно использовать провод АС70.
b. Технико-экономическое обоснование трансформаторов
K2004=K1985.D
АТДЦТН-200000/330/110
К2004=291.30=8730 тыс. руб
тыс.руб Возьмем автотрансформатор АТДЦТН-250 000/330/110
К2004=9600 тыс. руб
тыс.руб.
Экономически выгоднее использовать АТДЦТН-200 000/330/110
ТДТН-25000/110
К2004=72,3.30=2169 тыс. руб
тыс.руб Возьмем трансформатор ТДТН-40 000/110
К2004=2832 тыс. руб
тыс.руб Экономически более выгодно использовать ТДТН-25 000/110
ТДН-16000/110
К2004=48.30=1440 тыс. руб
тыс.руб Возьмем трансформатор ТДН-25 000/110
К2004=1860 тыс. руб
тыс.руб Экономически более выгодно использовать ТДН-16 000/110
ТМ-1000/10
К2004=2,97.30=88,95 тыс. руб
тыс.руб.
Возьмем трансформатор ТМ-1600/10
К2004=124,5 тыс. руб.
тыс.руб.
Экономически более выгодно использовать ТМ-1000/10
c. Технико-экономическое обоснование ККУ УКМ-58−0,4−200У1
К2004=2,09.30=62,7 тыс. руб.
тыс.руб.
года УКЛ-57−10,5−2250У3
К2004=5,18.30=155,4 тыс. руб.
тыс.руб.
года
7. Механический расчет проводов воздушной линии 110 кВ Линию с номинальным напряжением 110 кВ предполагается построить в третьем районе по гололеду и втором по ветру. Высшая температура в этом районе +400С, низшая температура -400С, среднегодовая +50С. Линия будет проложена на одноцепных железобетонных опорах типа ПБ110−5 проводом марки АС-120/19. Длина пролета принята равной 220 м.
Определим наибольшую стрелу провеса провода.
Сначала по справочнику определяем для нормального исполнения провода сечение алюминиевой части Fal =118 мм2, стального сердечника — Fст 18,8 мм2, удельная масса провода G0 = 471 КГ/КМ. Теперь при соотношении Fal/Fст = 120/19 для провода марки АС определяем:
модуль упругости ;
температурный коэффициент линейного расширения
предел прочности при растяжении провода и троса в целом ;
диаметр провода 15,2 мм;
Нормативные допускаемые напряжения проводов и тросов:
при наибольшей нагрузке и при низшей температуре воздуха при среднеэксплуатационных условиях:
В качестве расчетных величин для второго района по ветру по справочнику принимаем нормативную скорость ветра 25 м/с, для второго района по гололеду принимаем нормативную толщину стенки гололеда 15 мм.
Определяем удельные нагрузки:
1) от собственной массы провода
где — ускорение свободного падения;
— удельная масса провода;
— сечение алюминиевой и стальной части провода.
2) от массы гололеда где — удельная масса льда;
— нормативная толщина стенки гололеда;
— диаметр провода.
3) от массы провода и массы гололёда
4) от давления ветра на провод без гололеда где — коэффициент, зависящий от высоты подвеса проводов;
— аэродинамический коэффициент;
— скорость ветра;
— сечение провода.
5) от давления ветра на провод с гололедом
6) от собственной массы провода и давления ветра без гололеда
7) от собственной массы провода и гололёда и от давления ветра Критические пролёты проводов Первый критический пролёт характеризуется:
· низшая температура воздуха ;
· удельная нагрузка ;
· допускаемое напряжение провода ;
· среднегодовая расчетная температура ;
· допускаемое напряжение провода при среднеэксплуатационных условиях .
При этом критический пролёт определяется выражением:
Для определения второго критического пролета принимаем:
· низшая температура воздуха ;
· удельная нагрузка ;
· допускаемое напряжение провода ;
· удельная нагрузка ;
· расчётная температура при наибольшей нагрузке ;
· допускаемое напряжение провода при наибольшей нагрузке .
Третий критический пролет определяем при следующих условиях:
· среднегодовая расчетная температура ;
· удельная нагрузка ;
· допускаемое напряжение провода в среднеэксплуатационных условиях ;
· удельная нагрузка ;
· расчётная температура при наибольшей нагрузке ;
· допускаемое напряжение провода при наибольшей нагрузке
Итак, м; м; м; м, поэтому
; .
При этом условии по справочнику выясняем, что в дальнейших расчетах в качестве исходных данных нужно принять:
· расчётная температура при наибольшей нагрузке ;
· удельная нагрузка ;
· допускаемое напряжение провода при наибольшей нагрузке .
Вычисляем критическую температуру:
.
Поэтому наибольшая стрела провеса будет при наибольшей нагрузке.
м.
Расчет монтажной таблицы Расчёт монтажной таблицы делается по следующим формулам:
где — нагрузка провода;
— сечение провода;
— удельная нагрузка от массы провода;
— напряжение провода при монтаже.
найдем решив уравнение:
.
Результаты расчёта представлены в табл. 23
Таблица 23 — Монтажная таблица
кН | м | |||
— 40 | 97,2 | 13,3 | 2,1 | |
— 30 | 86,57 | 11,84 | 2,35 | |
— 20 | 77,22 | 10,56 | 2,64 | |
— 10 | 69,17 | 9,46 | 2,95 | |
67,39 | 8,53 | 3,27 | ||
56,725 | 7,76 | 3,6 | ||
52,01 | 7,11 | 3,92 | ||
48,07 | 6,57 | 4,24 | ||
44,77 | 6,125 | 4,5 | ||
По табл. 23 строятся монтажные кривые
Заключение
В ходе данной работы была разработана схема электроснабжения потребителей, выбраны трансформаторы и линии электропередач. Рассчитаны потери во всех элементах схемы в режимах наибольшей и наименьшей нагрузки, а также с компенсированной реактивной мощностью. Была проведена регулировка напряжения с целью приведения его к нормам, прописанным в ГОСТе. В процессе работы была вычислена критическая температура и критический пролет для воздушных линий электропередач на напряжение 110кВ. В экономической части работы мы рассмотрели технико-экономическое обоснование выбора элементов схемы и пришли к выводу, что увеличение сечения провода или мощности трансформаторов приводит к уменьшению материальных затрат. Также было выполнено несколько чертежей: 1) схема замещения 2) однолинейная схема замещения 3) график изменения напряжения сети (без регулирования) в зависимости от режима энергосистемы 4) монтажные кривые 5) Эскиз одноцепной опоры воздушной линии 110 кВ 6) ТЭО трансформаторов, линий и компенсирующих устройств.
Список использованных источников
1. Неклепаев Б. Н., Крючков И. П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Уч. пособие для вузовМ.: Энергоатомиздат, 1989 г.
2. Блок В. М. Электрические сети и системы: Уч. пособие для электроэнергетических специальностей вузов. — М.: Высшая школа, 1986 г.
3. Справочник по электроснабжению промышленных предприятий. -М.: Энергия, 1973 г.
4. Правила устройства электроустановок. -М.: Энергия, 1998 г.
5. Электротехнический справочник: В 3 т. Т.3 В2 кн. Кн.1 Производство и распределение электрической энергии (Под общ. ред. профессоров МЭИ: И. Н. Орлова (гл. ред.) и др.)7-е изд. испр. и доп. -М.: Энергоатомиздат, 1988. -880 с.: ил.