Курсовая работа "проектирование электрической сети на 20 распределительных подстанций и питающую линию районной сети"
Автор: student | Категория: Технические науки / Электроэнергетика | Просмотров: 513 | Комментирии: 0 | 17-09-2020 15:11

Скачать:  1361978089_2_kursovaya_s_ramkami_moy.zip [522,79 Kb] (cкачиваний: 0)

 

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

 

Введение……………………………………………………………………...

7

1. Электрический расчёт сети

 

1.1 Определение места расположения РТП………………………………..

8

1.2 Выбор трансформаторов потребительских подстанций 10/0,4 кВ….

11

1.3Разработка схем распределительной сети 10 кВ (не менее 2х           вариантов)……………………………………………………………………………..

12

1.4 Расчёт оптимального варианта распределительной сети……………...

14

1.5 Расчет нагрузок по участкам. выбор провода………………………….

16

1.6 Проверка выбранных проводов по потере напряжения……………….

18

1.7 Определение потерь электроэнергии и КПД сети 10 кВ……………...

20

1.8 Выбор трансформаторов РТП…………………………………………..

24

1.9 Расчет питающей линии

 

1.9.1 Расчет нагрузок питающей линии…………………………………….

24

1.9.2 Разборка и расчет схемы замещения электропередачи……………...

30

1.9.3 Определение КПД электропередачи………………………………….

35

1.10 Проверка диапазона регулирования РПН трансформатора РТП……

35

2 Механический расчёт проводов воздушных линий, выбор пролетов

 

2.1 Расчет проводов 10 кВ…………………………………………………..

43

2.2 Расчет проводов питающей линии……………………………………...

48

3 Характеристика спроектированной сети

 

3.1 Составление спецификации оборудования и материалов.……………

51

3.2 Основные требования по обслуживанию и эксплуатации сети …...…

52

Заключение…………………………………………………………………...

54

Список использованной литературы……………………………………….

56

 


Введение

 

 

Электрической сетью называется совокупность электроустановок для передачи и распределения электрической энергии, состоящая из трансформаторного оборудования подстанций, их распределительных устройств, токопроводов, воздушных и кабельных линий электропере­дачи, работающих на определенной территории. Таким образом, электрическая сеть как элемент электроэнергетической системы обес­печивает возможность выдачи мощности электростанций, ее передачу на расстояние, преобразование параметров электроэнергии (напряжения, тока) на подстанциях и ее распределение по некоторой террито­рии вплоть до непосредственных электроприемников.

К электрическим сельскохозяйственным сетям относятся сети 0,4-110 кВ потребителей: производственных объектов (фермы, птицефабрики, теплицы, мелиорация), коммунально-бытового и культурного обслуживания населения.

Основная особенность – малая плотность нагрузки предопределяет значительные затраты на сооружение распределительных сетей, доходящие до 70 % от общих затрат на сельское электроснабжение.

Система централизованного электроснабжения состоит из двух типов сетей:

- питающих (ВЛ 35 и 110 кВ) с подстанциями 110/35/10; 110/10; 35/10 кВ;

- местных (ВЛ-10 кВ) с подстанциями 10/0,4 кВ и линии 380/220 В.

Задача повышения пропускной способности сети решается за счет увеличения количества двух трансформаторных подстанций: ПС с нагрузкой свыше 2 МВА как правило двух трансформаторные; увеличения ПС с двухсторонним питанием; резервирования по напряжению 10 кВ путем сооружения перемычек, автоматического секционирования сетей 35 и 10 кВ (АВР, АПВ).

Целью данного курсового проекта является проектирование электрической сети на 20 распределительных подстанций и питающую линию районной сети.


1 Электрический расчет сети

 

 

1.1 Определение места расположения РТП

 

 

Для того, чтобы определить место расположения районной трансформаторной подстанции (РТП) необходимо найти нагрузку, эквивалентную нагрузке всех потребителей, а также точку приложения этой эквивалентной нагрузки. В соответствии со схемой расположения потребителей имеем их привязку к системе координат (рисунок 1).

 
   


Рисунок 1 – Определение центра нагрузок

 

Определим центр дневных нагрузок по дневным нагрузкам:

ХЦД = ∑SД * Х / ∑SД, км                                                                                      (1) [8]

 

УЦД = ∑SД * У / ∑SД, км                                                                                      (2) [8]

где        ∑SД – сумма дневных нагрузок

∑SД * Х – сумма произведений SД на координату по оси Х

∑SД * У – сумма произведений SД на координату по оси У

 

ХЦД = 40393,75 / 3165 = 12,76 (км)

 

УЦД = 43331,25 / 3165 = 13,69 (км)

 

Таблица 1 – Расчет центра электрических нагрузок

подст.

Нагрузка,  кВА

Координаты

Произведения

Произведения

Х, км

У, км

Sд * Х

Sв * Х

Sд * У

Sв * У

1

110

120

3,75

16,25

412,5

450

1787,5

1950

2

105

115

8,75

15

918,75

1006,25

1575

1725

3

180

210

6,25

11,25

1125

1312,5

2025

2362,5

4

115

130

10

8,75

1150

1300

1006,25

1137,5

5

290

340

13,75

12,5

3987,5

4675

3625

4250

6

105

120

17,5

10

1837,5

2100

1050

1200

7

205

220

16,25

6,25

3331,25

3575

1281,25

1375

8

270

290

13,75

3,75

3712,5

3987,5

1012,5

1087,5

9

170

160

8,75

3,75

1487,5

1400

637,5

600

10

290

360

5

5

1450

1800

1450

1800

11

105

120

18,75

16,25

1968,75

2250

1706,25

1950

12

115

130

16,25

20

1868,75

2112,5

2300

2600

13

110

140

11,25

21,25

1237,5

1575

2337,5

2975

14

130

150

6,25

22,5

812,5

937,5

2925

3375

15

310

360

10

26,25

3100

3600

8137,5

9450

16

105

115

16,25

25

1706,25

1868,75

2625

2875

17

160

180

21,25

22,5

3400

3825

3600

4050

18

80

110

25

20

2000

2750

1600

2200

19

130

150

23,75

15

3087,5

3562,5

1950

2250

20

80

110

22,5

8,75

1800

2475

700

962,5

ΣS

3165

3630

40393,75

46562,5

43331,25

50175

 

Определим центр вечерних нагрузок по вечерним нагрузкам:

ХЦВ = ∑SВ * Х / ∑SВ, км                                                                                       (3) [8]

 

УЦВ = ∑SВ * У / ∑SВ, км                                                                                       (4) [8]

где        ∑SВ – сумма вечерних нагрузок

∑SВ * Х – сумма произведений SВ на координату по оси Х

∑SВ * У – сумма произведений SВ на координату по оси У

Продолжаем расчет центр вечерних нагрузок по вечерним нагрузкам:

ХЦВ = 46562,5 / 3630 = 12,83 (км)

 

УЦВ = 50175 / 3630 = 13,82 (км)

 

Определяем координаты центра электрических нагрузок:

ХЦ.СР. = , км                                                                                       (5) [8]

 

УЦ.СР. = , км                                                                                      (6) [8]

где        ХЦД - центр дневных нагрузок по дневным нагрузкам по оси Х

ХЦВ - центр вечерних нагрузок по вечерним нагрузкам по оси Х

УЦД - центр дневных нагрузок по дневным нагрузкам по оси У

УЦВ - центр вечерних нагрузок по вечерним нагрузкам по оси У

 

ХЦ.СР. =  = 12,8 (км)

 

УЦ.СР. =  = 13,8 (км)

 

Определим плотность РА

РА = , кВ/км2                                                                                             (7) [8]

где        F – площадь распределения электроэнергии

∑SВ – сумма вечерних нагрузок, т.к. вечерние нагрузки больше дневных

F = А * В, км2                                                                                                      (8) [8]

где       А – длина стороны по оси Х = 21,25 км

В – длина стороны по оси У = 22,5 км

 

F = 21,25 * 22,5 = 478,13 (км2)

 

Продолжаем расчет плотности РА

РА =  = 7,59 (кВ/км2)

 

Вывод: выбранное место расположения РТП соответствует требования ПУЭ в центре электрических нагрузок.

 

 

1.2 Выбор трансформаторов потребительских подстанций 10/0,4

 

 

Рассчитываем суммарную нагрузку дневную и вечернюю

 

День: ∑S = 3165 (из таблицы 1)

Вечер: ∑S = 3630

 

Выбираем трансформаторы на подстанция и по вечерним нагрузкам т.к. они больше чем дневные нагрузки.

Мощность выбранного трансформатора определяется по справочным материалам.

Таблица 2 – Мощности трансформаторов 10/0,4 кВ

Номер

подстанции

SВ, кВА

Трансформатор на подстанции

Номер

подстанции

SВ, кВА

Трансформатор на подстанции

1

120

ТМ 100/10

11

120

ТМ 100/10

2

115

ТМ 100/10

12

130

ТМ 100/10

3

210

ТМ 250/10

13

140

ТМ 160/10

4

130

ТМ 100/10

14

150

ТМ 160/10

5

340

ТМ 2 × 250/10

15

360

ТМ 2 × 250/10

6

120

ТМ 100/10

16

115

ТМ 100/10

7

220

ТМ 250/10

17

180

ТМ 250/10

8

290

ТМ 250/10

18

110

ТМ 100/10

9

160

ТМ 160/10

19

150

ТМ 160/10

10

360

ТМ 2 × 250/10

20

110

ТМ 100/10

 

Основные технические данные трансформаторов, необходимые для расчетов, заносим в таблицу 3.

 

Таблица 3 – Технические данные трансформаторов

Марка трансформатора

∆Pxх, кВт

∆Pkз, кВт

Iхх, %

Ukз, %

Rтр, Ом

Хтр, Ом

∆Qxx, кВАр

ТМ – 100/10

0,34

2,12

2,6

4,6

2,7

40,8

2,6

ТМ – 160/10

0,5

2,88

2,4

4,6

4,35

10,2

3,8

ТМ – 250/10

1,05

4

2,8

4,6

6,7

15,6

9,2

 

 

1.3 Разработка схем распределительной сети 10 кВ (не меньше двух          вариантов)

 

 

Составление схемы распределительной сети выполняется, исходя из общих принципов построения конфигурации сети:

1)РТП должна быть расположена в центре электрических нагрузок.

2)Все потребители должны быть присоединены линиями электропередач непосредственно к РТП напрямую, либо через других потребителей.

3)Потребители второй категории должны иметь резервное питание.

4)Линии электропередач должны иметь минимальную длину.

5)Естественные и искусственные преграды должны быть либо обойдены             (холмы, непроходимые болота, озера, различные сооружения), либо пересечены под прямым углом (реки, железные и автомобильные дороги).

6)При наличии автомобильных дорог линии электропередач для удобства эксплуатации желательно располагать вдоль дороги.

7)На рисунках 2  составляем два возможных варианта сети в масштабе 1:250000.

Схемы сети проектируем в виде от 4 до 5 фидеров для обоих вариантов схем, к каждому из которых подключаются  подстанции 10/0,4кВ при равномерном распределении нагрузок по фидерам.

 

Рисунок 2 - Схема распределительной сети 10 кВ (вариант 1)

 

Рисунок 3 - Схема распределительной сети 10 кВ (вариант 2)

1.4 Выбор оптимального варианта распределительной сети

 

 

Выбор наиболее целесообразной схемы электроснабжения потребителей производится на основе технико-экономического сопоставления сравниваемых вариантов. Упрощенный метод технико-экономического сравнения вариантов заключается в следующем:

- разрабатываем 2 схемы сети 10 кВ;

- определяем момент Мэ каждого фидера по обеим схемам сети;

- находим сумму всех М фидеров для обеих схем;

- сравниваем полученные суммы и принимаем для дальнейшего проектирования схему с меньшей суммой М всех фидеров.

 

Момент фидеров рассчитывается по формуле:

M =∑ Sn Ln, кВА*км                                                                                         (9) [8]

где       Sn – мощность, протекающая по n-тому участку фидера, кВА.

Ln – длина n-того участка фидера, км.

n – номер подстанции фидера.

 

По результатам измерений и расчетов составим таблицы 5 и 6 для двух вариантов.

Таблица 5 – Вариант 1

Фидер

Участок

L, км

S, кВА

М, кВА * км

∑Мф, кВА * км

∑Мпс, кВА * км

1

2

3

4

5

6

7

1

2

4,25

115

488,75

19133,75

47163,75

1

9,5

120

1140

3

15

210

3150

4

19,5

140

2535

10

21,5

360

7740

9

25,5

160

4080

2

13

7,5

140

1050

7552,5

15

12,75

360

4590

14

12,75

150

1912,5

3

11

6,5

120

780

11552,5

12

11

130

1430

 

 

 

 

 

 

 

 

Продолжение таблицы 5

1

2

3

4

5

6

7

 

16

16

115

1840

 

 

19

11,75

150

1762,5

18

17

110

1870

17

21,5

180

3870

4

5

1,75

340

595

8925

6

6,25

120

750

20

11,5

110

1265

7

10,25

220

2255

8

14

290

4060

 

Таблица 6  - Вариант 2

Фидер

Участок

L, км

S, кВА

М, кВА * км

∑Мф, кВА * км

∑Мпс, кВА * км

1

2

4,25

115

488,75

3413,75

37377,5

1

9,5

120

1140

3

8,5

210

1785

2

13

7,5

140

1050

11251,25

14

12,75

150

1912,5

15

12,75

360

4590

12

12,75

130

1657,5

16

17,75

115

2041,25

3

11

6,5

120

780

6797,5

17

13,25

180

2385

19

11,75

150

1762,5

18

17

110

1870

4

5

1,75

340

595

8925

6

6,25

120

750

20

11,5

110

1265

7

10,25

220

2255

8

14

290

4060

5

4

6

130

780

6990

10

12,25

360

4410

9

11,25

160

1800

 

 

Вывод: для дальнейшего расчета сети выберем 2 вариант т.к. его момент меньше.


1.5 Расчет нагрузок по участкам. Выбор проводов

 

 

Для расчета сечения проводов найдем нагрузки по участкам выбранной схемы сети 10 кВ. схема разбита на 5 фидеров.

 

Определим среднее значение времени использования максимальной нагрузки по      фидерам по формуле:

Тср.ф1 =                                                                  (10) [8]

где        Sn – мощность, протекающая по n-тому участку фидера, кВА

T – число часов использования максимальной мощности за год, час

n – номер подстанции фидера

 

Тср.ф1 =  = 2680 (ч)

Тср.ф2 =  = 2716 (ч)

Тср.ф3 =  = 2539 (ч)

Тср.ф4 =  = 2681 (ч)

Тср.ф5 =  = 2715 (ч)

 

Тср.ф<3000 ч. – из этого следует что ϳэк =1,3

 

Мощность протекающую по линии находим табличным методом.

 

Определяем токи по участкам фидеров по формуле:

Iуч=, А                                                                                                  (11) [8]

где       Smax - максимальная мощность на участке

UН – номинальное напряжение на участке

 

Определяем расчетное сечение проводов по формуле:

Fp=, мм2                                                                                                        (12) [8]

где       Iуч – ток на участке

jэк – экономическая плотность тока

 

Подберем фактическое сечение проводов [12, табл 6,54]

Результаты расчетов записываем в таблицу 7

 

Таблица 7 – Расчет и выбор проводов ВЛ-10 кВ

Фидер

Участок

S, кВА

I, А

Fрасч, мм2

F, мм2

1

1-2

120

6,9

5,3

35

3-2

210

12,1

9,3

35

2-0

386

22,3

17,2

50

2

16-12

105

6,1

4,7

35

12-13

208

12

9,2

50

15-13

360

20,8

16

35

14-13

150

8,67

6,7

35

13-0

741

42,8

32,9

70

3

17-11

180

10,4

8

35

18-19

110

6,4

4,9

35

19-11

232

13,4

10,3

50

11-0

461

26,7

20,5

70

4

8-7

290

16,8

12,9

35

7-6

460

26,6

20,5

35

20-6

110

6,4

4,9

35

6-5

632

36,5

28,1

50

5-0

899

51,96

40

70

5

10-4

360

20,8

16

35

9-4

160

9,3

7,2

35

4-0

578

33,4

25,7

50

 

 

Таблица 8 – Технические данные выбранных марок проводов.

Марка провода

Rо, Ом/км

Хо, Ом/км

Fр, мм2

d, мм

Масса 1км, кг/км

Модуль упругости

Температурный коэффициент

АС-35

0,91

0,36

43,06

8,4

148

82,5*103

19,2*106

АС-50

0,59

0,36

56,24

9,5

300

АС-70

0,42

0,35

79,3

11,4

450

 

 

Найдем индуктивное сопротивление проводов

 

Хо = 0,144 lg+ 0.0157                                                                              (13) [8]

где       Dср – среднее расстояние между проводами

r – радиус провода

 

АС-35: Хо = 0,144 lg+ 0.0157 = 0,36

АС-50: Хо = 0,144 lg+ 0.0157 = 0,36

АС-70: Хо = 0,144 lg+ 0.0157 = 0,35

 

 

1.6 Проверка выбранных проводов по потере напряжения

 

 

Потери напряжения в сети 10 кВ считаем для всех фидеров и в таблицу выписываем  потери по каждому фидеру.

 

Выбранные провода необходимо проверить по потере напряжения по условию

∆Uдоп > ∆Uфакт, В                                                                                                 (14) [5]

где        ∆Uдоп – допустимая потеря напряжения в линии, В.

∆Uфакт – фактическая потеря напряжения в линии, В.

Допустимая потеря напряжения для распределительной сети по ПУЭ составляет 8% от номинального, что составит:                                                                                    [5]

∆Uдоп = ,В                                                                                             (15) [8]

где        UН – номинальное напряжение, В

 

∆Uдоп = = 800 (В)

 

Потери напряжения в проводах определяются по формуле:

∆U=Iуч*lуч*(rocosφ+xosinφ), В                                                                (16) [8]

где        Iуч – ток на участке фидера, А

lуч - длина участка, км

ro удельное активное сопротивление провода, Ом/км

xo – удельное индуктивное сопротивление провода, Ом/км

cosφ=0,86 – коэффициент активной мощности

sinφ=0,51 – коэффициент реактивной мощности

Результаты расчета сводим в таблицу 9.

 

Таблица 9 – Расчет потерь напряжения по ВЛ-10 кВ

Фидер

Участок

L, км

I, A

Провод

Δ U, В

∑Δ U, В

1

2

3

4

5

6

7

1

1-2

5,25

6,9

АС-35

60,6

264,73

3-2

4,5

12,1

АС-35

91

2-0

4,25

22,3

АС-50

113,13

2

14-13

5,25

8,67

АС-35

76,1

684,7

15-13

5,25

20,8

АС-35

182,5

16-12

5

6,1

АС-35

51

12-13

5,25

12

АС-50

75,2

13-0

7,5

42,8

АС-70

299,9

3

18-19

5,25

6,4

АС-35

56,4

420,33

19-11

5,25

13,4

АС-50

84

17-11

6,75

10,4

АС-35

117,8

11-0

6,5

26,7

АС-70

162,13

4

8-7

3,75

16,8

АС-35

105,7

621,75

7-6

4

26,6

АС-35

178,6

 

 

 

 

 

 

Продолжение таблицы 9

1

2

3

4

5

6

7

 

20-6

5,25

6,4

АС-35

56,4

 

6-5

4,5

36,5

АС-50

196,1

5-0

1,75

51,96

АС-70

84,95

5

9-4

5,25

9,3

АС-35

183,3

520,06

10-4

6,25

20,8

АС-35

97,54

4-0

6

33,4

АС-50

239,22

 

Потери напряжения на фидерах не превышает допустимые потери  напряжения 800В, то выбранные сечения проводов по потери напряжения проходят.

 

 

1.7 Определение потерь электроэнергии и КПД сети 10 кВ

 

 

Определим отпущенную электроэнергию потребителям:

Wотп1 = Smax * cosφ * Tmax, кВт*ч/год                                                             (17) [9]

где        сosφ=0,86 -коэффициент активной мощности

Sнагр– мощность нагрузки трансформатора, кВА

Тмакс – число часов использования максимальной мощности за год, ч.

 

Полученные результаты вносим в таблицу 10

Таблица 10 - Отпущенную электроэнергию потребителям

Фидер

точка на плане

Cosϕ

Tmax

Smax

Wотп

∑Wотп

1

2

3

4

5

6

7

1

1

0,86

2800

120

288960

1025550

2

0,86

2700

115

267030

3

0,86

2600

210

469560

2

12

0,86

2600

130

290680

2090230

13

0,86

2700

140

325080

14

0,86

2400

150

309600

15

0,86

2900

360

897840

16

0,86

2700

115

267030

<