Расчет линии электропередачи для электроснабжения потребителя

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования Саратовской области

ГАПОУ СО «Саратовский областной химико-технологический техникум

Структурное подразделение

«Отделение нефтегазохимической отрасли»

Контрольная работа

По дисциплине: «Основы технического регулирования»

Выполнил:

Юртаев В.Е.

Проверил:

Орлов Ф.П.

Саратов 2018



Содержание

Задание

1. Проверка баланса реактивной мощности

1.1 Определяем располагаемую реактивную мощность системы

1.2 Определяем мощность компенсирующих устройств

2. Определяем экономически целесообразное напряжение

3. Выбор сечения проводов линии электропередачи

3.1 Определим ток в линии при наибольшей нагрузке

3.2 Построение номограммы экономических интервалов нагрузки

3.3 Проверка выбранного сечения по техническим условиям эксплуатации

4. Выбор трансформаторов

5. Расчёт режима наибольших нагрузок

5.1 Определим зарядную мощность

5.2 Определим потери мощности на подстанции

5.3 Расчётная мощность подстанции (мощность в конце линии)

5.4 Определим потери мощности в линии

5.5 Определим мощность, которую необходимо подвести к линии

5.6 Определим потерю напряжения в каждой цепи линии

5.7 Определяем напряжение на подстанции

5.8 Проверяем достаточность диапазона регулирования РПН

5.9 Определяем желаемый коэффициент трансформации

5.10 Проверяем действительное напряжение на нагрузке

6. Расчет режима наименьших нагрузок

6.1 Определим мощность отключения трансформатора

6.2 Расчет зарядной мощности линии

6.3 Определим мощность в конце линии

6.4 Определим мощность потерь в линии

6.5 Определим мощность в начале линии

6.6 Определим потерю напряжения в линии

6.7 Определим напряжение на подстанции

6.8 Определим достаточность РПН для поддержания необходимого напряжения

6.9 Определяем желаемый коэффициент трансформации

6.10 Проверяем действительное напряжение на нагрузке

6.11 Определяем отклонение напряжения Uнн

7. Расчет послеаварийного режима

7.1 Расчет зарядной мощности

7.2 Определяем потери мощности на подстанции

7.3 Определяем нагрузку в конце линии

7.4 Определим потери мощности в линии

7.5 Определим мощность в начале линии

7.6 Определим потерю напряжения в линии

7.7 Определим напряжение на подстанции

7.8 Проверим достаточность диапазона регулирования РПН

7.9 Определим желаемый коэффициент трансформации

7.10 Проверим действительное напряжение на нагрузке

Заключение

Литература



Задание

Рассчитать линию электропередачи для электроснабжения потребителя, расположенного на расстоянии 32 км от подстанции энергосистемы. В РУ подстанции энергосистемы имеются шины с напряжением 35, 110, и 220 кВ. Мощность потребителя в режиме наибольших нагрузок составляет SНБ = 7+j4,9 МВА, в режиме наименьших нагрузок SНМ = 3+j2,1 МВА, доля нагрузки I и II категории б = 0,6. Вторичное напряжение на шинах подстанции потребителя UНН = 10 кВ. В результате расчёта выбрать: ток питающей линии и её номинальное напряжение; сечение линии методом экономических интервалов нагрузки и проверить его по техническим ограничениям; трансформаторы для подстанции потребителя; по схеме замещения определить на шинах ВН в режиме наибольшей и наименьшей нагрузок, считая, что на шинах ПС энергосистемы поддерживается соответственно 0,94Uном и 1,04Uном; проверить достаточность диапазона регулирования напряжения РПН для обеспечения встречного регулирования.



1. Проверка баланса реактивной мощности

Система электроснабжения предназначена для передачи активной мощности необходимой для совершения полезной работы и части реактивной мощности необходимой нагрузки. Реактивная мощность ограничивается коэффициентом системы, который по условию должен быть 0,86.

1.1 Определяем располагаемую реактивную мощность системы

Расчёт ведётся по формуле = Мвар,

где= 0,593

= 4,15 Мвар

Система может выдать 4,15 Мвар, а нагрузка потребляет наибольшую реактивную мощность 4,9 Мвар. Т.к сеть не может отдать полную реактивную мощность, то необходимо компенсировать реактивную мощность.

1.2 Определяем мощность компенсирующих устройств

Мощность компенсирующих устройств равна:

, Мвар

Мвар

Из [1, c. 79] для компенсации РМ выбираем 4 батареи конденсаторов для повышения коэффициента мощности КЭП-10,5-200-2У1 мощность 200 квар общей мощностью 800 квар.

МВА

НММВА



2. Определяем экономически целесообразное напряжение

Экономически целесообразное напряжение определяем по формуле Илларионова

,

,

Принимаем рабочее напряжение 110 кВ.



3. Выбор сечения проводов линии электропередачи

Выбор проведём методом экономических интервалов нагрузки

3.1 Определим ток в линии при наибольшей нагрузке

,

3.2 Построение номограммы экономических интервалов нагрузки

Для построения номограмм определяем границы экономических интервалов. Примем что линия электропередач строится в Саратове который относится к третьему климатическому району (для третьего климатического района толщина гололёдных отложений на проводах не превышает 5 см и это возможно, по статистике, 1 раз в 10 лет). Примем для справочных данных коэффициент удорожания = 18.

В таблице 3.1 дана стоимость прокладки 1 км линии на железобетонных опорах в тысячах рублей [2, с. 321].

АС95/16 - неизолированный сталеалюминиевый провод сечением проводящей алюминиевой оболочки 95 мм2 и сечение стального сердечника 16 мм2. Стальной сердечник воспринимает 50% механических нагрузок.

Таблица 3.1 Стоимость прокладки 1 км линии на железобетонных опорах в тысячах рублей

Тип линии	АС70/11	АС95/16	АС120/19	АС150/24	АС185/29	АС240/32
Двухцепная 220 кВ	-	451	411	420	-	-
Одноцепная 110 кВ	263	257	236	238	248	272
Двухцепная 110 кВ	385	378	367	400	425	450
Двухцепная 35 кВ	-	351	311,4	320,4	-	-
Погонное сопротивление Ом/км	0,429	0,306	0,249	0,198	0,162	0,121

Как следует из таблицы стоимость с проводом АС95/16 выше чем стоимость линии с проводом 120 мм2 поэтому в дальнейших расчётах сечение 95/16 не рассматриваем, рассмотрим 4 сечения

Определяем экономический критерий

Для построения номограммы определяем значение параметра для наибольших значений. При этом примем: Е - экономическая эффективность капиталовложений равная величине обратной сроку окупаемости 2 года т.е. Е будет равна Ѕ = 0,5

СЭ - стоимость одного киловаттчаса потерь электроэнергии равна 0,5 руб./кВт·ч

отчисления на амортизацию и техническое обслуживание примем равным 0,028 (2,8%)

Вычислим со следующими параметрами ,

где Е- это экономическая эффективность капиталовложений, срок окупаемости 2 года и E=0,5

время наибольших потерь в сети примем равным 1000 часов

,

Определим граничный ток 4-х пар сечений

,

,



,

,

,

120/150	150/185	185/240	150/240	120/240
457	474	444	458	458

Определим сечение проводов

Определим экономический критерий для заданных условий эксплуатации для этого определим время максимальных потерь.

,

Где Tm - время потребляемой максимальной мощности 6450 ч.

Срок окупаемости от 3 до 8 лет.

Выберем срок окупаемости 5 лет.

Стоимость потерь электроэнергии примем 0,6 рубля за кВт?ч

.б - норма отчисления на ремонт и обслуживание 2,8%

,

Построим номограмму



Рис. 3.1 Номограмма экономических интервалов нагрузки 2-х сечений 120/240 мм2

По номограмме (точка А), для тока I = 21,31 А выберем экономически целесообразное сечение равное 120/19.

3.3 Проверка выбранного сечения по техническим условиям эксплуатации

Проверка по механической прочности

На провод в пролёте действует следующая сила

1) Вес самого провода

2) Вес гололёдных отложений

3) Ветровые нагрузки

4) Сила тяжения провода

Комбинация этих четырёх сил не подаётся прямому расчёту поэтому для оценки механической прочности провода оценивается статистические данные межрайонных интервалов линии при этом учитывают оптимальное время на 1 ремонт в 5 - 10 лет.

Согласно этим данным построена таблица которую можно найти в ПУЭ.



Таблица 3.2 Экономическое сечение провода минимально допустимого по механической прочности

Район по гололёду	Алюминиевые провода	Стале-алюминиевые	Стальные провода
До 2 района	70	35	35
3-4 район	90	50	35
5 и более район	-	70	35

Т.к. экономическое сечение больше минимально допустимого по механической прочности провод проверку прошел (120>50)

Проверка на корону

Электрическая прочность воздуха равна 20 кВ/см, а рабочее напряжение линии 110 кВ и выше поэтому коронный разряд будет всегда.

Уменьшают коронный разряд увеличением диаметра провода, т.е. для снижения короны до оптимальной, пользуются справочной таблицей.

Таблица3.3 Экономическое сечение провода минимально допустимого по короне

UНОМ,кВ	110	150	220	330	330	500	500	750	750
Кол-во проводов	1	1	1	1	2	2	3	4	5
Fmin кор	70	120	240	600	240	700	300	400	240

Т.к. экономическое сечение больше минимально допустимого по короне (120>70) то проверку на корону провод прошел.

Проверка на термическую стойкость

Заключается в проверке, что температура провода не превысит допустимую. Для неизолированных проводов температура проводов 100°С, при большей температуре возникают большие механические напряжение которые могут привести к обрыву стального сердечника.

Прямым расчётом определить температуру провода очень сложно и поэтому пользуются справочными таблицами допустимого тока для каждого сечения провода. Допустимый ток для провода АС120/19 является Iдоп=390 А

Наиболее тяжелый режим работы будет при обрыве одной цепи линии. Т.е. ток в линии будет:

А,

Т.к. допустимый ток больше наибольшего тока в линии (390>42,62) провод проверку прошел.

3.4 Определим параметры линии

Для воздушных линий используются П-образные схемы замещения которые имеют такой вид.

Для высоковольтных линий активное сопротивление значительно меньше индуктивного и поэтому им можно пренебречь. Сз - зарядная мощность линии, которая возникает на ёмкости проводов линии. При наличии справочника погонное сопротивление берут из таблиц.

Активное и индуктивное сопротивление линии определяют по формуле:

, Ом

, Ом

Для выбранного провода из справочных данных получаем r0=0,249 Ом/км, а индуктивное погонное сопротивление Х0=0,40 Ом/км

Определяем активное и индуктивное сопротивление линии:

Ом

Ом



4. Выбор трансформаторов

Т.к. потребители относятся к 1 и 2 категории, а так же имеются потребители 3 категории то выберем число трансформаторов N=2. Выбор мощности трансформаторов делают по 2-м критериям

1) Для номинального режима - когда подключены все потребители, примем коэффициент загрузки КЗ=0,9

2) Послеаварийный при этом один трансформатор выключают от работы, вспомогательные потребители третьей категории отключают, а оставшийся в работе трансформатор принимает всю нагрузку первой и второй категории, примем коэффициент загрузки КЗ=1,4.

Мощность трансформатора определяют по формуле по первому критерию:

,

,

По второму критерию:

,

где б - доля потребителей 1 и 2 категории по уровню задачи

,

Мощность трансформатора из справочника выбирают большей мощности. Из справочника выбираем трансформатор типа ТМН-6300/110



Таблица 4.1 Технические характеристики трансформатора

Параметры	Sнт, МВА	?Pк, кВт	?Pх, кВт	?Qх, квар	Iх, %	Uк, %
Значения	6,3	48	10	60	1,0	10,5

квар.



5. Расчёт режима наибольших нагрузок

5.1 Определим зарядную мощность

Для линий напряжение которых 110 кВ и выше необходимо учитывать ёмкость проводов и зарядную мощность которую она образует, определяются по формуле: реактивный напряжение подстанция трансформация

Мвар,

где U - номинальное напряжение сети; l - длина линии; bo - погонная ёмкостная проводимость; n - количество цепей в ВЛ.

Емкостную погонную проводимость определяют по формуле:

,

Dср - среднее геометрическое расстояние между проводами линии (для 110 кВ - 5 м, 35 кВ - 3 м, 10 кВ - 1 м).

rпр - радиус провода равный 5,9 мм

2,59·10-6

Зарядная мощность:

Мвар



5.2 Определим потери мощности на подстанции

,

,

5.3 Расчётная мощность подстанции (мощность в конце линии)

,

,

5.4 Определим потери мощности в линии

Потери мощности в линии определяются по формуле:

,

Uнб = 1,04?U = 1,04?110 кВ

МВА

5.5 Определим мощность, которую необходимо подвести к линии

, МВА

,

5.6 Определим потерю напряжения в каждой цепи линии

Определим мощность, передаваемую по цепи:

,

,

,

,

В знаменатель подставляем напряжение, соответствующее режиму наибольшей мощности (коэффициент равен 1,04)

5.7 Определяем напряжение на подстанции

,

,

5.8 Проверяем достаточность диапазона регулирования РПН

,

,

5.9 Определяем желаемый коэффициент трансформации

,

,

Определим номер отвода РПН

,



0,0178 или 1,78% - одна ступень регулирования РПН.

Принимаем номер ответвления +2

5.10 Проверяем действительное напряжение на нагрузке

,

Отклонение напряжения составляет:

,

,

Отклонение напряжения не превышает ступени регулирования

(- 0,5 < 1,78%), поэтому полученное напряжение можно принять за нормальное.



6. Расчет режима наименьших нагрузок

При наименьшей нагрузке напряжения на шинах поддерживается равным Sнм=4+j2,2 МВА модуль передаваемой мощности

МВА

6.1 Определим мощность отключения трансформатора

При наименьшей нагрузке может оказаться, что трансформаторы работают с низкой загрузкой в этом случае чтобы повысить экономическую эффективность работы 1 трансформатор отключают, а всю нагрузку подключают к 1 трансформатору

В режиме наименьших нагрузок выключают АВР и выключают Q1 или Q2. При этом отключённый трансформатор от сети не отключают потому что при останове масло набирает в себя пары влаги и качество масла уменьшается. Во включенном в сеть трансформаторе возникают потери мощности, в меди и стали, которые разогревают масло и поддерживают его выше температуры среды.

Компенсация мощности потерь при этом меньшая чем если оплатить процедуру регенерации масла после останова.

Мощность отключения трансформатора определим по формуле:

,

Т.к. мощность отключения 4,07 МВА больше наименьшей мощности нагрузки 3,66 то отключения на подстанции одного трансформатора возможно.

6.2 Расчет зарядной мощности линии

,

,

6.3 Определим мощность в конце линии

Для этого находим потери в трансформаторе и всё это суммируем:

,

,

6.4 Определим мощность потерь в линии

,

,

,

6.5 Определим мощность в начале линии

,

,

6.6 Определим потерю напряжения в линии

,

,

,

6.7 Определим напряжение на подстанции

,

,

6.8 Определим достаточность РПН для поддержания необходимого напряжения

,

,



6.9 Определяем желаемый коэффициент трансформации

,

,

Определяем номер регулировочного ответвления

,

Принимаем для установки РПН отвод .

6.10 Проверяем действительное напряжение на нагрузке

,

,

6.11 Определяем отклонение напряжения Uнн

,

,

Т.к. отклонение напряжения не превышает ступени регулирования (1,18<1,78), то полученное напряжение можно принять как нормальное.



7. Расчет послеаварийного режима

В послеаварийном режиме в работе остаётся только 1 трансформатор из двух и одна цепь линии так же будет отключена.

7.1 Расчет зарядной мощности

,

,

7.2 Определяем потери мощности на подстанции

,

,

7.3 Определяем нагрузку в конце линии

,

,

7.4 Определим потери мощности в линии

,

,

,



7.5 Определим мощность в начале линии

,

,

7.6 Определим потерю напряжения в линии

,

,

7.7 Определим напряжение на подстанции

,

,

7.8 Проверим достаточность диапазона регулирования РПН

,

,

7.9 Определим желаемый коэффициент трансформации

,

Определим уровень регулирующего отвода

,

Примем номер отвода .

7.10 Проверим действительное напряжение на нагрузке

,

,



Заключение

В результате расчета спроектирована линия электропередачи с рабочим напряжением 110 кВ которое позволяет получить нормальный режим работы при наибольшей нагрузке при подключении отвода РПН , при наименьшей нагрузке в послеаварийном режиме при максимальной нагрузке и 1 цепи линии . Полученная схема обеспечивает высокую надежность электроснабжения (т.к. содержит 2 трансформатора ТМН-6300/110 со взаимным резервированием, а линия выбрана двухцепной). Для компенсации РМ выбраны 4 батареи конденсаторов для повышения коэффициента мощности типа КЭП-10,5-200-2У1. Качество энергии соответствует стандарту т.к. отклонение напряжение во всех режимах не превышает одной ступени регулирования РПН.



Литература

1. Орлов Ф.П. Электроснабжение промышленных объектов: Учеб. пособие - Саратов. Амирит: 2016.- 116 с.

2. Пособие по курсовому и дипломному проектированию для электро-энергетических специальностей вузов под редакцией В.М. Блок, Москва: высшая школа 1990г. 388 стр.

Размещено на Allbest.ru