Определение мощности нагрузок

Содержание

 

Введение …………………………………………………………………..….3

1 Расчёт смешанной сети ………………………………………………….……4

1.1 Определение мощности нагрузок …………………………….….………...4

1.2 Выбор схем электрических сетей ………………………………………….4

1.3 Предварительный расчёт потокораспределения  …………..….............5

1.4 Выбор номинального напряжения сети ……………..................................6

1.5 Определение сечений проводников ……………………………………….7

1.6 Выбор трансформаторов ………………………………………………….10

1.7 Расчёт потерь мощности ………………………………………..…………13

1.8 Технико-экономический расчет …………………………….….................13

2.Механический расчет воздушных линий……………………………..….…15

2.1 Расчет уравнения состояния провода……………………..………………17

2.2 Определение стрелы провеса провода…………………………..…………17

2.3Расчет шаблона для расстановки опор на местности…………….………..18

Заключение ……………………………………………………………….……19

Список использованных источников …………………………………….......20

 

Введение

    Курсовой проект по дисциплине "Электроэнергетические системы и сети" должен способствовать закреплению, углублению и обобщению знаний, полученных студентами по данному и смежным курсам на всех видах учебных занятий, привитию навыков самостоятельной творческой работы, ведению инженерных расчетов и технико-экономического анализа.

В результате проектирования должен быть разработан наиболее совершенный и экономичный вариант сети с учетом перспективного развития нагрузок, обеспечивающий бесперебойность электроснабжения потребителей электроэнергией требуемого качества, удобство и безопасность эксплуатации оборудования сети, гибкость схемы.

В заключении излагаются основные выводы, полученные автором в ходе выполнения курсового проекта, базирующиеся на результатах принятых технических решений и   основных технико-экономических показателях спроектированной сети.

 

 

Расчёт смешанной сети

Определение мощности нагрузок

    Для приведённого задания определим все составляющие мощности нагрузок.

 

  ,                                                (1.1)

 

 МВт,

 

 МВт,

 

 МВт,

 

 МВт.

 

,                                             (1.2)

 

 МВАр,

 

 МВАр,

 

 МВАр,

 

 МВАр.

 

     Результаты вычислений сведём в таблицу 1.1.

 

Таблица 1.1 – Нагрузки подстанций.

№ подстанции	1	2	3	4
S, МВА	12,62+j5,74	47,3+j20,14	40,63+j31	11,8+j4,7

 

Выбор схемы электрических сетей

    Схемы электроснабжения потребителей зависят от удалённости источников энергии, общей схемы электроснабжения данного района, территориального размещения потребителей и их мощности и т.п..

    Схемы электрических сетей должны с наименьшими затратами обеспечить необходимую надёжность электроснабжения, требуемое качество электроэнергии у приёмников, удобство и безопасность эксплуатации, возможность дальнейшего развития сети и подключение к ней новых потребителей. Выбранная схема сети в значительной степени влияет и на схемы районных подстанций, т.е. и на стоимость оборудования и затраты при экономическом сопоставлении вариантов сети.

 

Рисунок 1 – Смешанная сеть

Предварительный расчёт потокораспределения

По заданному плану расположения источников и потребителей и масштабу определяем длины линий, проектируемой сети. Длины линий приведены в таблице 1.3.

Таблица 1.3 – Длины линий.

№ линии	1	2	3	4	5
План, см	2,5	7	5,2	6	2,5
Реально, км	25	70	52	60	25

Расчет потокораспределения начинают с разомкнутых участков

 

 

 

Эквивалентная мощность нагрузки

.                                             (1.3)

 

.                                             (1.4)

 

 

 

Рисунок 2 - Расчетная схема сети с учетом эквивалентирования

 

                                                (1.5)

 

                                               (1.6)

 

 

Сделаем проверку

                                               (1.7)

 

.

 

 

Поток мощности по третьей линии

 

.                                                 (1.8)

 

 

    Обрыв любой линии в кольце приводит к возникновению разомкнутой сети, следовательно, мощности определяются по первому закону Кирхгофа.

Обрыв линии 1

, .

                                              (1.9)

Обрыв линии 5

,

                                             (1.10)

 

Линия

FСТ, мм2

L, км

R0, Ом/км

X0, Ом/км

B0, см/км

R, Ом

X, Ом

B, См

л1

240

25

0,12

0,435

0,0000026

3,6

13,05

0,000078

л2

240

70

0,12

0,435

0,0000026

8,4

30,45

0,000182

л3

240

52

0,12

0,435

0,0000026

6,24

22,62

0,0001352

л4

150

60

0,2

0,406

0,0000027

8,4

17,052

0,0001134

л5

240

25

0,12

0,435

0,0000026

3

10,875

0,000065

 Потери напряжения в нормальном режиме определим по формулам

                                     ,                                          (1.17)

                             

   ,                                              (1.18)

где P, Q – передаваемая по линиям мощность, МВт,

  R, X – сопротивление линии, Ом.

 

 

    Для остальных линий вычисляем аналогично, результаты вычислений сведём в таблицу 1.8.

Таблица 1.8 – Расчёт потерь напряжения в нормальном режиме.

Линия	S, МВА	Z, Ом	∆U, кВ	∆U, %	Uном.
1	63,42+j28,7	3,6+j13,05	2,74	1,24	220
2	40+j18	16,8+j60,9	8,04	3,66	220
3	11,59+j5,27	8,4+j30,45	1,17	0,53	220
4	25,7+j12,4	6,24+j22,62	4,01	3,65	110
5	51,99+j23,5	8,4+j17,05	3,8	1,73	220

 

Для нормального режима формулы для проверки ее по потерям напряжения

 

 

Аварийный режим.

Результаты расчета потерь напряжения при обрыве линии 1 сведем в  

таблицу 1.9

Таблица 1.9 – Потери напряжения при обрыве линии 1

Линия	S, МВА	Z, Ом	∆U, кВ	∆U, %
3	75+j33,98	8,4+j30,45	7,57	3,44
5	115,4+j52,22	8,4+j17,05	8,45	3,84

 

Результаты расчета потерь напряжения при обрыве линии 5 сведем в таблицу 1.10.

Таблица 1.10 – Потери напряжения при обрыве линии 5

Линия	S, МВА	Z, Ом	∆U, кВ	∆U, %
1	40,4+j18,23	8,4+j30,45	4,06	1,85
3	115,4+j52,21	3,6+j13,05	4,98	2,27

 

,

    Сеть проходит по потерям напряжения как в нормальном, так и в послеаварийном режимах.

Выбор трансформаторов

    Допустимый коэффициент послеаварийной перегрузки примем равным 1,4.

    Формула определения мощности трансформатора примет следующий вид:

 

                                                 .                                                (1.19)

 

 

 

 

Выбираем трёхфазные трансформаторы соответствующей мощности. Параметры схемы замещения трансформаторов представим таблицей 1.11.

Таблица 1.11 – Параметры схемы замещения трансформаторов

Узел	Марка	Uном., кВ	Rт., Ом	Xт., Ом	∆Рх.х., кВт	∆Qх.х., кВАр	Предел регулирования
1	ТРДЦН – 100000/220	UВН=230	1,9	63,5	115	700	±8 x 1,5 %
		UНН=11/11; 38,5
2	ТРДН – 40000/220	UВН=230	5,6	158,7	50	360	±8 x 1,5 %
		UНН=11/11
3	ТРДН – 25000/110	UВН=115	2,54	55,9	27	175	±9 x 1,78 %
		UНН=6,3/10,5
4	АТДЦТН – 125000/220/110	UВН=230	0,5	48,6	85	625	±6 x 2 %
		Uсн=121	0,5	0
		Uнн=6,6; 11; 38,5	1	82,5

 

Расчёт потерь мощности

 

Величина потерь мощности зависит от активных и реактивных сопротивлений элементов сети. Нагрузочные потери в линии можно определить по номинальному напряжению сети.

                                       (1.20)

 

 

 

 

        

Результаты расчёта сведём в таблицу 1.12.

Таблица 1.12 – Потери мощности в линиях.

Линия	1	2	3	4	5
∆Sл., МВА	60.79+j26.97	37.4+j15.93	2.01+j0.53	45.7+j22.14	62.91+28.67
Sл., МВА	3.9+j13.19	7.9+j28.3	7.3+j26.1	4.96+j17.8	3.5+j12.6
Zл., Ом	0.36+j1.21	0.27+j0.97	0.0007+j0.0023	0.26+j0.95	0.34+j1.24

        

Суммарные потери мощности в линиях Σ∆S_лi=123+j4.37 МВА.

    Потери мощности в трансформаторах подстанций имеющих n двухобмоточных трансформаторов, определяется по следующей формуле

                      .                 (1.21)

 

 

 

 

 

Расчет потерь мощности в трансформаторе сведен в таблицу 1.13.

Таблица 1.13 – Потери мощности в трансформаторах

Узел	S	ZЭ	DSх.экв	DSнагр.экв	DSS
1	62.8+j27.5	1,95+j50,35	0,164+j1,01	0,173+j4.47	0,34+5.49
2	37.4+j15.93	2,8+j79,35	0,1+j0,72	0,087+j2.48	0,19+j3,20
3	45.7+j22.14	5,6+j158,7	0,050+j0,36	0,136+j3.86	0,186+j4.22
4	60.9+j28.14	1,95+j50.35	0,164+j1.008	0,165+j4.28	0.33+j5.29

.

    Определим потери энергии в линииях

  ,                                           (1.22)

 

где Т_МАХ – число часов использования максимальной нагрузки линии, ч

,

 

,

 

,

 

,

 

.

  

Потери электрической энергии на участке сети определим по формуле

                                     

                    ,                                     (1.23)

 

где DР_л – нагрузочные потери активной мощности. Результаты расчета приведены в таблице 1.14

 

Таблица 1.14 – Потери энергии в линиях.

Линия	ТМАХ	t	DР	DW
1	5000	3411	0,36	1227,96
2	3900	2314	0,27	624,78
3	5000	3411	0,0007	2,39
4	4300	2689	0,26	699,14
5	4201	2593	0,34	881,62

 

Суммарные потери энергии в линиях DW_лS= 3435,89 МВт∙ч

 

Расчет потерь энергии в трансформаторах представлен таблицей 1.15.

Таблица 1.15 – Потери энергии в трансформаторах

Узел	Тмах	t	DРнаг.э	DРх.э	DWнаг.	DWх.х.	DWS
1	5000	3411	0,173	0,164	590	559	1149
2	3900	2314	0,087	0,1	201	231	432
3	4300	2689	0,136	0,05	366	134	500
4	3800	2225	0,165	0,164	367	365	732
Всего					1533	1291	2824

 

Таблица 1.16 – Зарядные мощности линий

Линия	1	2	3	4	5
Qзар, МВАр	4,03	16,4	7,55	5,16	3,65

 

, .

Установки дополнительных источников реактивной мощности не требуется.

  2. Механический расчет воздушных линий

 

Механические нагрузки, действующие на провода и тросы ВЛ, определяются собственным весом провода, величиной ветрового напора и дополнительной нагрузкой, обусловленной гололедом. Рассчитываются единичные нагрузки, обозначаемые Р, и удельные нагрузки, обозначаемые g.

Проверяем на механические нагрузки провод марки АС-240/39. Воздушная линия имеет номинальное напряжение 220 кВ, расположена в населенной местности типа А относящейся к I району по ветру и к I району по гололеду, длина пролета  м. Основные значения температур: °C, °C, °C.

Для расчета выбираются следующие справочные данные:

- расчетное сечение провода  мм² (суммарное сечение алюминиевой и стальной части провода);

- расчетный диаметр провода  мм;

- масса провода  кг/ км.

 

Единичная нагрузка, вызванная собственным весом провода , Н/м, определится по формуле

 

,                            (2.1)

 

где  – ускорение свободного падения,  м/с²;

 – погонная масса провода, кг/км.

 

 Н/м.

 

Единичная нормативная линейная гололедная нагрузка , Н/м, определится по формуле:

 

,        (2.2)

 

где  и  – коэффициенты, учитывающие изменение толщины стенки гололеда по высоте и в зависимости от диаметра провода;

 – нормативная толщина стенки гололеда, мм;

 – диаметр провода, мм;

 – плотность льда, принимаемая 0,9, г/см³.

 

 Н/м.

 

Единичная расчетная линейная гололедная нагрузка Р₂, Н/м, определится по формуле:

,                                (2.3)

 

где  – нормативная линейная гололедная нагрузка, Н/м;

 – коэффициент надежности по ответственности, принимаемый для линий напряжением до 220 кВ равным 1,0 (для ВЛ 330-750 кВ -1,3);

 – региональный коэффициент, принимаемый равным от 1,0 до 1,5;

 – коэффициент надежности по гололедной нагрузке (1,3 для районов по гололеду I и II, 1,6 для районов по гололеду III и выше);

 – коэффициент условий работы ().

 

 Н/м.

 

Нагрузка, обусловленная весом провода и гололедом определится по формуле:

 

,                                         (2.4)

 

 Н/м.

 

Нормативная ветровая нагрузка на провода , Н, без гололеда определится по формуле:

 

,                       (2.5)

 

где  – коэффициент, учитывающий неравномерность ветрового давления по пролету ВЛ;

 – коэффициент, учитывающий влияние длины пролета на ветровую нагрузку;

  – коэффициент, учитывающий изменение ветрового давления по высоте в зависимости от типа местности;

  – коэффициент лобового сопротивления, принимаемый .

 

Площадь продольного диаметрального сечения провода без гололеда , , определяется по формуле:

 

,                                    (2.6)                               

 

где  – диаметр провода, мм;

 – длина пролета, м.

 м²

 

 

Единичная нагрузка, Н/м, определится:

 

,

 

.

Нормативная ветровая нагрузка на провода , , с гололедом определится по формуле:

 

,           (2.7)

 

где  – коэффициент лобового сопротивления, принимаемый равным 1,2;

 – нормативное ветровое давление при гололеде с повторяемостью один раз в 25 лет, принимается .

 – площадь продольного диаметрального сечения провода, м² (при гололеде с учетом условной толщины стенки гололеда b_э).

 

Площадь продольного диаметрального сечения провода , , определяется по формуле:

 

,                     (2.8)

 

где  – диаметр провода, мм;

 и    – коэффициенты, учитывающие изменение толщины стенки гололеда по высоте и в зависимости от диаметра провода;

 – условная толщина стенки гололеда, мм,

 

 м²,

 

 Н.

 

,

 Н/м.

 

Единичная расчетная ветровая нагрузка на провода без гололеда , Н/м, определится по формуле:

 

,                                        (2.9)

 

где  – нормативная ветровая нагрузка, Н/м;

   – коэффициент надежности по ответственности, принимаемый для линий напряжением до 220кВ равным 1,0 (для ВЛ 330-750 кВ -1,3);

   – региональный коэффициент, принимаемый равным от 1,0 до 1,5;

 – коэффициент надежности по гололедной нагрузке (1,3 для районов по гололеду I и II, 1,6 для районов по гололеду III и выше).

 Н/м

 

Единичная расчетная ветровая нагрузка на провода с гололедом , Н/м, определится по формуле:

 

,                         (2.10)

 

 Н /м,

 

где  – нормативная ветровая нагрузка, Н/м.

 

Единичная нагрузка, определяемая весом провода без гололеда и ветром:

,                                    (2.11)              

 

 Н/м.

 

Нагрузка, определяемая весом провода с гололедом и ветром:

 

,                                    (2.12)

 

 Н/м.

Удельную нагрузку определяем по формуле:

,                                         (2.13)

 

где  – удельная нагрузка, Н/м;

 – суммарное сечение провода, мм².

 

Результаты расчетов по формулам (2.1… 2.13) сводим в таблицу 2.18.

 

Таблица 2.18

Исходные данные для построения графика провеса проводов

Режимы	Х, м
	0	5	10	15	20	25	30	35	40	45	50
	0	0,02	0,18	0,17	0,31	0,48	0,7	0,95	1,24	1,57	1,84
	0	0,01	0,05	0,11	0,2	0,32	0,46	0,63	0,83	1,04	1,35

 

По данным таблицы строим кривые провисания провода.

Результаты расчетов

Режимы	Х, м
	0	5	10	15	20	25	30	35	40	45	50
	0	0,02	0,08	0,17	0,31	0,48	0,7	0,95	1,24	1,57	1,84

 

Габарит линии для населенной местности составляют  м. Выбираем тип и число изоляторов в соответствии с условиями окружающей среды. Выбираем изоляторы типа ПС- 70Д, . Определяем строительную высоту изолятора  мм.

Определяем длину гирлянды изоляторов:

,

 

 м.

 

Расположение траверсы опоры определится по формуле:

,

 

 м.

 

Принимаем длину опоры 19 м.

По данным таблицы 25 строим кривые шаблона, учитывая смещение:

 

,

 

 м;

 м.

 

Верхняя кривая 1 определяет положение кривой провисания проводов в максимальном режиме.

Габаритная кривая 2 касается земли в точке О.

Земляная кривая 3 проходит через основание уже намеченной опоры и показывает место установки новой опоры.

 

Заключение

 

В курсовом проекте был произведен расчет смешанной электрической сети. Были определены составляющие мощностей. Так же был произведен предварительный расчет потокораспределения. Было выбрано номинальное напряжение сети в узловых точках. Были определены сечения проводников. Был произведен технико-экономический расчет. Так же механический расчет воздушных линий. Была определена стрела провеса провода.   

 

 

 

                      

 

                          

Содержание

 

Введение …………………………………………………………………..….3

1 Расчёт смешанной сети ………………………………………………….……4

1.1 Определение мощности нагрузок …………………………….….………...4

1.2 Выбор схем электрических сетей ………………………………………….4

1.3 Предварительный расчёт потокораспределения  …………..….............5

1.4 Выбор номинального напряжения сети ……………..................................6

1.5 Определение сечений проводников ……………………………………….7

1.6 Выбор трансформаторов ………………………………………………….10

1.7 Расчёт потерь мощности ………………………………………..…………13

1.8 Технико-экономический расчет …………………………….….................13

2.Механический расчет воздушных линий……………………………..….…15

2.1 Расчет уравнения состояния провода……………………..………………17

2.2 Определение стрелы провеса провода…………………………..…………17

2.3Расчет шаблона для расстановки опор на местности…………….………..18

Заключение ……………………………………………………………….……19

Список использованных источников …………………………………….......20

 

Введение

    Курсовой проект по дисциплине "Электроэнергетические системы и сети" должен способствовать закреплению, углублению и обобщению знаний, полученных студентами по данному и смежным курсам на всех видах учебных занятий, привитию навыков самостоятельной творческой работы, ведению инженерных расчетов и технико-экономического анализа.

В результате проектирования должен быть разработан наиболее совершенный и экономичный вариант сети с учетом перспективного развития нагрузок, обеспечивающий бесперебойность электроснабжения потребителей электроэнергией требуемого качества, удобство и безопасность эксплуатации оборудования сети, гибкость схемы.

В заключении излагаются основные выводы, полученные автором в ходе выполнения курсового проекта, базирующиеся на результатах принятых технических решений и   основных технико-экономических показателях спроектированной сети.

 

 

Расчёт смешанной сети

Определение мощности нагрузок

    Для приведённого задания определим все составляющие мощности нагрузок.

 

  ,                                                (1.1)

 

 МВт,

 

 МВт,

 

 МВт,

 

 МВт.

 

,                                             (1.2)

 

 МВАр,

 

 МВАр,

 

 МВАр,

 

 МВАр.

 

     Результаты вычислений сведём в таблицу 1.1.

 

Таблица 1.1 – Нагрузки подстанций.

№ подстанции	1	2	3	4
S, МВА	12,62+j5,74	47,3+j20,14	40,63+j31	11,8+j4,7