Расчет параметров установившегося режима для участков разомкнутого и замкнутого вариантов сети и определение напряжения в конце линии Вариант 11

ВВЕДЕНИЕ

На сегодняшний день развитие энергетики и электрификации в значительной мере определяет уровень развития промышленности и народного хозяйства нашей страны. Ввод новых и модернизация действующих промышленных предприятий, дальней-шая электрификация производства, сельского и коммунально-бытового хозяйства приводит к непрерывному увеличению потребления электроэнергии и дальнейшему развитию распределительных электрических сетей.
Электрическая сеть - это совокупность подстанций, распределительных устройств и соединяющих их линий электропередач, предназначенная для передачи и распределения электрической энергии.
Воздушная линия электропередач - это устройство, состоящее из проводов, расположенных на открытом воздухе, и прикрепленных с помощью изоляторов к опорам.
Стратегическими целями развития современной электроэнергетики в рассматриваемой перспективе являются:
- надежное энергоснабжение экономики и населения страны электроэнергией;
- сохранение целостности и развитие единой энергетической системы страны, ее интеграция с другими энергообъединениями на Евроазиатском континенте;
- повышение эффективности функционирования и обеспечение устойчивого развития электроэнергетики на базе новых современных технологий;
- снижение вредного воздействия на окружающую среду.
В основу перспективного развития электрической сети ЕЭС России закладываются следующие основные принципы:
а) Гибкость, позволяющая осуществлять поэтапное развитие и возможность приспосабливаться к изменениям условий функционирования рост нагрузки, развитие электростанций, реверс потоков мощности);
б) Развитие основной сети ЕЭС России путем постепенной надстройки линиями более высокого напряжения после достаточно полного охвата территории сетями предыдущего класса напряжения и исчерпания их возможностей, а также готовности этих сетей к работе с наложенными на них одиночными электропередачами более высокого напряжения;
в) Сведение к минимуму числа дополнительных трансформаций 220/330, 330/500, 500/700 кВ в зонах совместного действия этих напряжений;
г) Управляемость основной электрической сети путем использования средств принудительного потокораспределения - регулируемых шунтируемых реакторов, вставок постоянного тока, синхронных и статических компенсаторов, электромеханических преобразователей, фазоповоротных устройств и так далее.
В нашей стране и за рубежом разработаны специальные правила и стандарты для проектирования и сооружения линий электропередач. Основные требования, предъявляемые в России к линиям электропередач, определяются действующими Правилами устройства электроустановок.
В данной работе представлен полный расчет развития районной сети в соответствии с вышеуказанными правилами.









1. Задание на курсовой проект

Для заданного варианта расположения и мощности потребителей выбрать схему развития электрической сети при соблюдении заданных требований к надежности схемы и качеству электроэнергии, отпускаемой потребителям. При выполнении задания на курсовой проект необходимо произвести электрический расчет линии, то есть:
разработать варианты развития сети с выбором номинального напряжения, трассы и числа цепей линий электропередачи;
- рассчитать распределение токов (потоков мощности) в каждом из выбранных вариантов по «длинам» (расстояниям между узлами) и мощностям нагрузок узлов;
- выбрать число параллельных цепей и сечения линий электропередачи для каждого варианта схемы сети по экономическим критериям (экономической плотности тока или по экономическим интервалам) с учетом возможных послеаварийных состояний сети;
- выбрать число и мощность трансформаторов на подстанциях с учетом категорий надежности потребителей данного района;
- определить потери мощности в каждом из вариантов;
- рассчитать для принятых вариантов развития распределительных сетей нормальные и послеаварийные установившиеся режимы при максимальной нагрузке;
- произвести окончательное сравнение двух вариантов и выбрать лучший вариант по экономическим критериям с учетом заданных технических требований.































Рисунок 1 - Исходная схема развития сети






























Рисунок 2 – Исходные данные для расчёта сети

Рисунок 2.1 – Исходные данные для расчёта сети




2 Разработка вариантов развития 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.
При разработке вариантов электроснабжения потребителей учтены следующие обстоятельства:
1. В качестве источника питания (балансирующего узла) выбран узел 11.
2. Присоединение потребителей узла 8 с мощностью нагрузки
Р7 = 48 МВт может быть выполнено по разомкнутой схеме в вариантах А и Б.
3. Узел 8 с нагрузкой Р8 = 26 МВт имеет потребителей I категории надежности. Его электроснабжение может быть выполнено различными способами: по разомкнутой схеме (вариант А) и кольцевой схеме (вариант Б).
4. Узел 6 содержит потребителей III категории надежности, имеет нагрузку Р6 = 29 МВт, поэтому на участке 11 - 6 возможно сооружение одной цепи.
5. Присоединение потребителей узла 9 с мощностью нагрузки
Р9 = 32 МВт может быть выполнено различными способами: по разомкнутой схеме (вариант А) и кольцевой схеме (вариант Б).
Рассчитаем длины линий в зависимости от масштаба и нанесем их на схемы выбранных вариантов развития сетей.
L11-8 = 20км/см · 3см = 60км; l11-8 = 20км/см · 5,5см = 110км;
l11-9 = 20км/см · 4см = 80км; l11-6 = 20км/см · 2,5см = 50км;
l11-3 = 20км/см · 5,5см = 110км.



Рисунок 3 – Вариант А развития сети


Рисунок 4 – Вариант Б развития сети





3 Определение номинального напряжения сети

Величина номинального напряжения сети зависит от нескольких факторов и, в первую очередь, от передаваемой мощности и длины линии электропередач. Для выбора номинального напряжения воспользуемся эмпирической формулой Илларионова.
U=1000/√(500/L+2500/P)
(2.1)

где L – длина линии электропередач, км;
P – передаваемая по линии мощность, МВт
U – рекомендуемое напряжение, кВ.
Результаты расчёта по формуле Илларионова сведены в таблицу 2.1.
Таблица 2.1 - Выбор номинального напряжения сети
Участок Pном, МВт L, км Uрасч., кВ Uном, кВ
Схема А
11-6 29 30 59 110
11-8 26 30 56 110
11-7 48 30 78 110
11-3 49 30 79 110
Схема Б
11-3 49* 30 79 110
11-2 36* 30 66 110
11-9 32 30 52 110
11-6 29 30 59 110
11-8 26 30 56 110
*Максимальная передаваемая мощность в случае обрыва одноцепных линий 11-3 или 11-2.

Учитывая мощности потребителей и длины линий, для всех рассматриваемых вариантов выбираем класс номинального напряжения 110 кВ.

4 Расчет тока нагрузки и выбор сечения проводов

Определяем нагрузки на участках проектируемой сети А, расчетный ток в нормальном режиме, максимальный ток на пятый год эксплуатации линии.
P11-8 = P8 = 26МВт
P11-3 = P3 = 49МВт
P11-7 = P7 = 48МВт
P11-6 = P6 = 29МВт
Определяем расчетный ток линии в нормальном режиме:
I_р5=P_р/(√3⋅U_ном⋅n⋅cos⁡ϕ ), (3.1)
где Рр - мощность, передаваемая по сети, кВт;
Uном - поминальное напряжение, кВ;
n - количество цепей;
Определим максимальный ток линии па пятый год эксплуатации
I_max⁡5 =I_р5⋅α_i⋅α_Т (3.2)
где αi – коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии; αi =1,05;
αT – коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки; αT = 1,3 (при КМ=1,0 и Тmax > 6000 ч).
Выбираем сечение проводов используя «Экономические интервалы токовых нагрузок» для одноцепных и двухцепных ВЛ 110 кВ на железобетонных опорах для 2-го района по гололеду; определяем допустимые токи; уточняем допустимые токи с учетом условий окружающей среды.
Iдоп.о.с = Ко.с · Iдоп. , (3.3)
где Ко.с - коэффициент, учитывающий отклонение температуры;
Ко.с = 0,89 при t = +380С
Проверяем выбранные провода на нагрев в аварийном режиме
Iав = 2·Imax5 ≤ Iдоп.о.с (если линия двухцепная); (3.4)
Iав = 0, если линия одноцепная.
Расчёты по формулам (3.1…3.4) для схемы А сведены в таблицу 3.1.
Таблица 3.1 - Выбор сечения проводов для варианта А
Участок цепи Рmax, МВт Iр5, А Imax5, А F, мм2 Марка провода Iдоп., А Iдоп.о.с, А Iaв, А
11-8 45 131,2 179,1 185 2хАС-185/29 510 453,9 358,2
11-3 40 116,6 159,2 185 2хАС-185/29 510 453,9 318,4
11-7 25 72,9 99,5 120 2хАС-120/19 390 347,1 199
11-6 15 87,5 119,4 120 АС-120/19 390 347,1 0
Проверка провода на нагрев в нормальном режиме
Iдоп.о.с. ≥ Imax5
Iдоп.о.с.11-8 = 453,9А > 179,1А = Imax5 11-8
Проверка провода на нагрев в аварийном режиме
Iдоп.о.с ≥ Iав
Iдоп.о.с.11-8 = 453,9А > 358,2А = Iав.11-8
Вывод: провод на всех участках проходит проверку