Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Оренбургский государственный университет»

Кафедра электроснабжения промышленных предприятий

В.М. НЕЛЮБОВ

«ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ И СИСТЕМЫ»

УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ К КУРСОВОМУ ПРОЕКТИРОВАНИЮ

Оренбург 2006



ББК

Н 30

УДК 548 (07)

Рецензент

кандидат технических наук, Е.Б. Бочкарев

Нелюбов В.М.

Н 30 Электрические сети и системы: Учебное пособие к курсовому

проектированию.- Оренбург: ИПК ГОУ ОГУ, 2006.- 140 с.

ISBN ……..

В учебном пособии рассмотрены вопросы проектирования районных электрических сетей.

Учебное пособие предназначено для студентов, обучающихся по программам высшего профессионального образования по направлению Электроэнергетика при изучении дисциплины "Электрические сети и системы"

© Нелюбов В.М., 2006

ISBN …. © ГОУ ОГУ, 2006

Оглавление

1. Предварительный расчет электрической сети

1.1 Краткая характеристика электроснабжаемого района и его потребителей

1.2 Построение годового графика нагрузок по продолжительности

1.3 Баланс активной и реактивной мощности

1.3.1 Баланс активной мощности

1.3.2 Баланс реактивной мощности

1.5 Формирование вариантов схем электроснабжения и их анализ

1.6 Предварительный расчет выбранных вариантов

1.6.1 Расчет радиально-магистрального варианта сети

1.6.1.1 Расчет потокораспределения в нормальном режиме максимальных нагрузок

1.6.1.2 Выбор номинального напряжения сети

1.6.1.3 Выбор сечения проводов ЛЭП

1.6.1.4 Проверка проводов по току наиболее тяжелого после аварийного режима

1.6.1.5 Проверка сети по потери напряжения в нормальном и после аварийном режиме

1.6.2 Расчет смешанного варианта сети

1.6.2.1.Расчет потокораспределения в нормальном режиме максимальных нагрузок

1.6.2.2. Выбор номинального напряжения сети

1.6.2.3.Выбор сечения проводов ЛЭП

1.6.2.4 Проверка проводов по току наиболее тяжелого после аварийного режима

1.6.2.5.Проверка сети по потери напряжения в нормальном и после аварийном режиме

1.7 Выбор числа и мощностей силовых трансформаторов

1.8 Проверка трансформаторов на перегрузочную способность по ГОСТ 14209-97

1.9 Формирование схем электрических соединений вариантов сети

2. Технико-экономическое сравнение вариантов схем электрической сети и выбор рационального варианта

2.1 Технико-экономические показатели

2.1.1 Капитальные вложения

2.1.2 Эксплуатационные расходы

2.2 Приведенные затраты

3. Электрический расчет выбранного варианта сети

3.1 Формирование схемы замещения сети и определение ее параметров

3.2 Расчет зарядных мощностей ЛЭП

3.3 Выбор режима нейтрали сети

3.4 Определение расчетных нагрузок в режимах: максимальных нагрузок, минимальных нагрузок и послеаварийном режиме

3.5 Расчет режимов сети

3.5.1 Электрический расчет радиальных и магистральных участков сети

3.5.2 Расчет режима кольцевой сети

3.6 Определение напряжения на стороне низшего напряжения подстанций и выбор регулировочных ответвлений трансформаторов

3.6.1 Определение напряжения на стороне низшего напряжения подстанций

3.6.2 Выбор регулировочных ответвлений трансформаторов

4. Проверочный расчет баланса активной и реактивной мощности в сети

5. Специальная часть проекта

6. Требования к содержанию и оформлению пояснительной записки и графических материалов

6.1 Общие требования

6.2 Титульный лист

6.3 Лист задания

6.4 Аннотация

6.5 Содержание

6.6 Введение

6.7 Заключение

6.8 Список использованных источников

6.9 Графическая часть

6.9.1 Общие требования

6.9.2 Основная надпись на чертеже

6.9.3 Содержание графического листа

Приложение А Пример оформления титульного листа курсового проекта

Приложение Б Пример оформления аннотации

Приложение В Пример оформления содержания

Приложение Г Пример оформления списка использованных источников

Введение

При выполнении курсового проектирования по дисциплине «Электрические сети и системы» студенты закрепляют, углубляют и обобщают теоретические вопросы и практические навыки проектирования, расчета и анализа режимов электрических сетей.

Общая задача, возникающая при проектировании систем передачи и распределения электроэнергии, заключается в выборе наиболее рациональных технических решений и в выборе наилучших параметров этих решений. При этом приходиться решать следующее наиболее характерные задачи:

выбор конфигурации электрической сети и ее конструктивного исполнения (воздушная, кабельная);

выбор числа цепей каждой из линий и числа трансформаторов подстанций;

выбор номинального напряжения линий;

-выбор материала и площади сечений проводов линий;

- выбор схем подстанций;

обоснование технических средств обеспечения требуемой надежности электроснабжения потребителей;

выбор технических средств обеспечения требуемого качества напряжения;

обоснование средств повышения экономичности функционирования электрической сети;

выбор средств повышения пропускной способности сети.

При комплексном решении этих вопросов в процессе работы над проектом студент приобретает практические навыки самостоятельного решения инженерных задач, развивает творческие способности в профессиональной области, обучается пользованию технической, нормативной и справочной литературой.

В курсовом проекте разрабатывается сеть 35-150 кВ, предназначенная для электроснабжения промышленного района, содержащего пять предприятий, относящихся к какой либо отрасли с общей мощностью порядка 70-100 МВА.

Настоящее учебное пособие позволяет активизировать самостоятельную работу студента над проектом и организовать эффективное использование бюджета времени отводимого на его выполнение.

В учебном пособии приводятся примеры решения отдельных этапов проектирования электрической сети, а так же необходимые справочные материалы.

В пособии приведены общие требования к содержанию и рекомендации по оформлению пояснительной записки и графических материалов.

1. Предварительный расчет электрической сети

1.1 Краткая характеристика электроснабжаемого района и его потребителей

При проектировании электрических сетей и выборе отдельных элементов должны учитываться климатические условия - ветровое давление, толщина стенки гололеда, интервалы возможных температур воздуха, степень агрессивности окружающей среды, интенсивность грозовой деятельности, пляска проводов и их вибрация.

Определение расчетных условий по ветру, гололеду, грозовой деятельности, пляске проводов должно производиться на основании соответствующих карт климатического районирования приводимых в /2/.

В целом в этом пункте должно быть приведено:

- географическое расположение заданного района;

- климатические условия для проектируемого района согласно картам районирования территории России приведенных в ПУЭ (к какому району по гололеду, по скоростным напорам ветра, по пляске проводов относится район проектирования, какова среднегодовая продолжительность гроз на территории проектируемого района);

- значения годовых и сезонных (зимняя, летняя) эквивалентных температур охлаждающего воздуха в соответствии с ГОСТ 14209-97 (приведены в таблице 1.25);

- определение протяженности трасс воздушных линий электропередачи (ВЛ) между пунктами сети.

Расстояние (км) по воздушной прямой между пунктами сети определяется по выражению

(1.1)

где lиij - расстояние между пунктами сети, измеренное циркулем или линейкой на генплане, приведенном в задании;

m - заданный масштаб (км/см).

Протяженность трассы (км) между пунктами сети определяется с учетом неравномерности рельефа местности

(1.2)

где к - поправочный коэффициент.

Величина поправочного коэффициента может быть принята в соответствии с таблицей 1.1.

Таблица 1.1- Поправочный коэффициент на удлинение трасс сетей

Район проектирования	Значение коэффициента к
Центральный район России, Средняя Волга, Урал	1,16
Северо-запад, Центральная Сибирь, Дальний Восток, Магаданская, Якутская, камчатская энергосистемы	1,2
Юг, Северный Кавказ	1,26

Расчет расстояний по воздушной прямой и протяженности трасс рекомендуется свести в таблицу 1.2.

Таблица 1.2 - Протяженность трасс сети

Пункту сети	Расстояния по воздушной прямой (lв) и протяженности трасс (l) между пунктами сети
	РЭС	Пункт 1	Пункт 2	Пункт 3	Пункт 4	Пункт 5
РЭС
Пункт 1						(lв)
Пункт 2
Пункт 3
Пункт 4
Пункт 5

Расстояния по воздушной прямой (lв) между пунктами сети заносятся в правую верхнюю часть таблицы, а протяженности трасс (l) между пунктами сети в левую нижнюю часть таблицы/

Пример 1.1. Сеть проектируется для г. Иркутска. Охарактеризовать район проектирования.

Проектируемый район относится к Западной Сибири.

В соответствии с ПУЭ /1/ по гололедообразованию Иркутск относится к 1-му району, где нормативная толщина стенки гололеда составляет 10 мм. Средняя продолжительность гроз в проектируемом районе составляет от 40 до 60 часов в год. По ветровому давлению Иркутск относится к 3-му району, где нормативная скорость ветра составляет 32 м/с (нормативное ветровое давление 650 Па) и к району с умеренной «пляской» проводов с частотой повторяемости 1 раз в 5 лет и менее.

Эквивалентная температура охлаждающего воздуха (Иэкв) в г.Иркутске составляет /2/:

зимняя: -19.1 єС;

летняя: 16.0 єС;

годовая: 10,1 єС.

1.2 Построение годового графика нагрузок по продолжительности

На рисунках 1.1-1.10 представлены характерные суточные графики нагрузок (полной мощности S* в относительных единицах) некоторых отраслей промышленности. Отрасль промышленности, для которой проектируется сеть, указана в задание на проектирование.

Для упрощения расчетов принято, что графики активной и реактивной мощности в относительных единицах совпадают во времени и, следовательно, совпадают с графиком полной мощности.

По суточному графику требуется построить годовой график активной нагрузки по продолжительности, который строится в порядке убывания ступеней графика и показывает, сколько часов в году предприятие работает с той или иной активной мощностью нагрузки. Площадь такого графика, построенного в именованных единицах равна полной энергии, потребленной предприятием за год. Площадь графика, построенного в относительных единицах равна числу часов использования максимальной нагрузки - ТМ.

Пример1.2. приведены суточные графики нагрузок для резинотехнической промышленности. Построим годовой график нагрузки по продолжительности и найдем число часов использования максимума нагрузки.

Условно принимаем число «зимних» суток равным 213 и число «летних» суток - 152

Ранжируем (нумеруем) ступени графиков зимнего и летнего, начиная с максимального значения. Получаем шесть рангов - шесть по величине мощности ступеней (числами на рисунке 1.11 показаны номера ступеней в порядке убывания).

Суммарная продолжительность i- ой ступени годового графика -

Ti=Tiз+Tiл;

где Tiз - суммарная годовая продолжительность i- ой ступени по зимнему графику;

Tiл - суммарная годовая продолжительность i- ой ступени по летнему графику.

Tiл=tiл*152, (1.3)

Tiз=tiз*213, (1.4)

где tiл - суммарная продолжительность i-ой ступени по суточному летнему графику;

tiз - суммарная продолжительность i-ой ступени по суточному зимнему графику;

Расчет сводим в таблицу 1.3

Таблица 1.3 - Построение годового графика нагрузки по продолжительности

№ ступени	Pi, о.е.	tiз, ч	tiл, ч	Tiз, ч	Tiл, ч	Ti=Tiз+Tiл	Pi(о.е.)*Ti ч
1	1	6		1278	0	1278	1278
2	0,8	2		426	0	426	340,8
3	0,7	8	16	1704	2432	4136	2895,2
4	0,5	2		426	0	426	213
5	0,4	6		1278	0	1278	511,2
6	0,3		8	0	1216	1216	364,8
Итого:		24	24	5112	3648	8760	5238,2

Проверкой правильности расчетов являются контрольные цифры в строке «Итого:». В столбцах 3 и 4 должно получиться число 24 (число часов в сутках), а в столбце 7 - число 8760 (число часов в году).

Важной характеристикой, определяющей плотность годового графика, является продолжительность (в часах) использования максимальной нагрузки - ТМ.

Тм - это время, за которое потребитель, работая с максимальной нагрузкой, потребляет такое же количество электроэнергии, как и при работе по действительному графику в течение года.

Число часов использования максимума нагрузки определяется по выражению

, (1.5)

Так как в нашем случае графики представлены в относительных единицах, РМ=1, то , то есть это число, стоящее в правом нижнем углу таблицы 1.

Находим число часов использования максимума нагрузки:

ТМ = 5238,2 ч

По значению Тм определяем по ПУЭ jэ - экономическую плотность тока для выбранных проводов (марки АС):jэ=1А/мм2.

Для воздушных ЛЭП со сталеалюминевыми проводами величину экономической плотности тока в зависимости от Тм можно принять по таблице /1/ 1.4.

Таблица 1.4 - Экономическая плотность тока

Тм час	1000ч3000	3000ч5000	5000ч8760
jэк А/мм2	1,3	1,1	1,0

1.3 Баланс активной и реактивной мощности

Исходными данными для расчета потокораспределения при курсовом проектировании являются активные нагрузки пунктов потребления Pi и их коэффициенты мощности (cos цi )

По заданным значениям активных нагрузок Pi и коэффициентам мощности потребителей cos цi определяются tg цi,, заданные реактивные нагрузки - Qзi и полные нагрузки Sзi:

Qзi=tg цi Pi; (1.6)

Sзi= (1.7)

Пример1.3. Определить нагрузки подстанций при следующих исходных данных:

№ подстанции	1	2	3	4	5
Рм, Мвт	20	25	15	11	8
сos ?	0,75	0,75	0,76	0,77	0,78

Для первой нагрузки по сos ?1 =0,75 определяем

tg 1 = 0,88,

Значение tg ? можно определять по выражению .

Реактивная и полная нагрузка первого потребителя

Qз1=tg ц1 P1

Qз1=0,88*20=17,6 Мвар;

Sз1=

Sз1= =26,7 МВА;

Расчет для остальных нагрузок сводим в таблицу 1.5

Таблица 1.5 Определение заданных нагрузок

№ n/c	Pi , MBт	Cos цi	tg цi	Qзi, Mвар	Sзi, MBA
1	20	0,75	0,88	17,6	26,7
2	25	0,75	0,88	22,1	33,3
3	15	0,76	0,86	12,8	19,7
4	11	0,77	0,83	9,1	14,3
5	8	0,78	0,80	6,4	10,3
Итого	79			68,0	104,3

1.3.1 Баланс активной мощности

При проектировании районных электрических сетей предполагается, что установленная мощность генераторов системы достаточна для покрытия потребности в активной мощности, то есть баланс по активной мощности выполняется с учетом покрытия потерь активной мощности в элементах сети, мощности собственных нужд электростанций, а так же обеспечения необходимого резерва

Рг=Рнагр+Рсн+Рр+Рсети, (1.8)

где: Рг - мощность, вырабатываемая генераторами энергосистемы (МВт);

Рнагр - суммарная мощность нагрузки потребителей (МВт);

Рсн - расход мощности на собственные нужды станции (МВт). В зависимости от типа станции РСН составляет от 2,5% до 6% от ?Рнагр;

Рр - резерв мощности на станции (МВт), который может быть принят равным 10% от Рнагр.

Потери активной мощности Рсети=Ртр+Рлэп;

где Ртр - потери активной мощности в трансформаторах (МВт);

Рлэп - потери мощности в ЛЭП (МВт);

Приближенно потери активной мощности в элементах сети составляют (5-7,5)% от мощности нагрузок, т.е. Рсети=(0,05-0,075)Рнагр;

1.3.2 Баланс реактивной мощности

В отличие от активной потребность в реактивной мощности, как правило, не может быть обеспечена только генераторами станций. Генерация и передача требуемой реактивной мощности с учетом потерь, собственных нужд и резерва реактивной мощности только на электростанциях является экономически не целесообразной. Эффективнее использовать компенсирующие устройства, устанавливаемые в сети. Кроме того, дефицит реактивной мощности приводит к ухудшению режима напряжения у потребителей. Поэтому целью составления баланса по реактивной мощности является определение суммарной мощности компенсирующих устройств с учетом располагаемой мощности генераторов станций.

Баланс реактивной мощности в проектируемой сети определяется выражением

Qг=Qнагр+Qсн+Qр+Qсети-Qку , (1.9)

где Qнагр - заданная суммарная реактивная мощность нагрузок;

Qсн - расход реактивной мощности на собственные нужды станций, который можно принять равным. (2,5?6)% от полной суммарной полной нагрузки потребителей, то есть от ?Sнагр;

Qp - резерв реактивной мощности на станциях, составляющий примерно 10 % от Sнагр;

Qсети - потери реактивной мощности в сети (Мвар);

Суммарные реактивные потери в сети складываются из потерь в линиях и трансформаторах - Qсети= Qтр+Qлэп;

С учетом средних значений коэффициента загрузки трансформаторов 0.7-0.85 величина потерь реактивной мощности в трансформаторах составляет около 10% от суммарной передаваемой через них мощности;

Потери мощности в линиях электропередачи складываются из двух составляющих, имеющих противоположные знаки Qлэп=-Qc+Qл;

здесь Qc - реактивная мощность, генерируемая ЛЭП;

Qл - потери реактивной мощности в индуктивных сопротивления ЛЭП.

При ориентировочных расчетах, при отсутствии в сети линий 330 кВ и выше допускается принимать, что потери реактивной мощности в индуктивных сопротивлениях ВЛ и генерация реактивной мощности этими линиями в период максимальных нагрузок взаимно компенсируются, т.е. Qc =Qл. Тогда Qлэп=0. С учетом этого Qсети= Qтр=0,1Sнагр.

Qку - суммарная реактивная мощность компенсирующих устройств, устанавливаемых в сети;

Располагаемая реактивная мощность системы определяется выражением

Qг=Ргtgс, (1.10)

где tgс системы находится по заданному cos с энергосистемы.

Из уравнения баланса реактивной нагрузки находим суммарную мощность компенсирующих устройств, устанавливаемых на подстанциях

Qку= Qнагр+Qсн+Qр+Qсети-Qг. (1.11)

Компенсирующие устройства необходимы в первую очередь по условиям разгрузки генераторов станции по реактивной мощности.

Кроме того, компенсация реактивной мощности у потребителей разгружает элементы электрической сети (ЛЭП, трансформаторы), что уменьшает потери мощности в сети и улучшает режим напряжения вследствие снижения падения напряжения в элементах сети. Разгрузка элементов сети от реактивной мощности позволяет загрузить эти элементы дополнительной активной мощностью или в некоторых случаях уменьшить сечения ЛЭП или снизить установленную мощность трансформаторов.

Выбор и размещение устройств компенсации реактивной мощности в электрических сетях должен производиться исходя из необходимости обеспечения требуемой пропускной способности сети в нормальных и послеаварийных режимах работы при поддержании необходимых уровней напряжения и запасов устойчивости.

Оптимальное распределение компенсирующих устройств по сети является сложной технико-экономической задачей и в данном курсовом проекте не рассматривается.

В учебном проектировании для упрощения последующих расчетов распределяем компенсирующие устройства по потребителям так, чтобы уравнять их коэффициенты мощности до величины tg?ср.вз. Такое упрощение позволяет в дальнейшем вести расчеты потокораспределения по сети отдельно и независимо по активной и реактивной мощности.

Находим средневзвешенный коэффициент мощности - tg?ср.вз..

tgср.вз.= (Qнагр- Qку)/ Pнагр (1.12)

Определяем мощность компенсирующих устройств устанавливаемых на каждой из подстанций электрифицируемого района.

Qкуi = Pi(tg цi - tg цcр.взв.) (1.13)

С учетом компенсации части реактивной мощности определяем реактивные нагрузки потребителей

Qi = Qзi- Qкуi; (1.14)

и полные нагрузка подстанций после компенсации

Si= (1.15)

Эти величины используются в последующих расчетах для определения потокораспределения.

Для проверки правильности выполненных расчетов определяются коэффициенты мощности потребителей после компенсации

tgцi =, (1.16)

которые с учетом принятого способа расстановки компенсирующих устройств должны быть одинаковыми для всех подстанций и должны совпадать с величиной tg ц cр.вз, найденного по выражению (1.12), т.е. должно соблюдаться условие:

tgцi tg цcр.вз.,..

Пример 1.4. Рассчитать баланс активной и реактивной мощности при исходных данных представленных в таблице 1.4. Средневзвешенный cos?с энергосистемы, в которую входит сеть (пункт 5 задания) равен 0,9.

Баланс активной мощности.

Суммарная мощность нагрузок потребителей МВт

Рнагр=Рi = Р1+Р2+Р3+Р4+Р5

Рнагр = 20+25+15+11+8=79 МВт

Расход мощности на собственные нужды станции. Принимаем РСН=0,05 Рнагр

РСН=0,05*79=3,95 МВт

Резерв мощности на станции принимаем равным

Рр=0,1 от Рнагр.

Рр=0,1*79=7,9 МВт

Потери активной мощности принимаем равными Рсети=0,05 от Рнагр

Рсети=0,05*79=3,95 МВт

Мощность, вырабатываемая генераторами энергосистемы

Рг=Рнагр+Рсн+Рр+Рсети,

Рг=79+3,95+7,9+3,95=94,8 МВт

Баланс реактивной мощности

Суммарная мощность реактивных нагрузок

Qнагр=Qзi = Qз1+Qз2+Qз3+Qз4+Qз5

Qнагр = 17,6+22,1+12,8+9,1+6,4=68,0 Мвар

Суммарная мощность полных нагрузок

Sнагр=Sз1+Sз2+Sз3+Sз4+Sз5

Sнагр=26,7+33,3+19,7+14,3+10,3=104,3 МВА

Расход реактивной мощности на собственные нужды станции принимаем равным 0,04 от ?Sнагр

Qсн=0,04*104,3=4,2 Мвар

Резерв реактивной мощности на станции принимаем равным 0,1 от Sнагр

Qр=0,1*104,3=10,4 Мвар

Потери реактивной мощности в сети принимаем равными 0,1 от Sнагр

Qсети=0,1*104,3=10,4 Мвар

Располагаемая реактивная мощность системы (генераторов электростанций)

Qг=Ргtgс

Находим tg с энергосистемы по заданному cos?с =0,9,

tgс = 0,48.

Qг=94,8*0,48= 45,9 Мвар

Суммарная реактивная мощность компенсирующих устройств, устанавливаемых в сети



Qку =Qнагр+Qсн+Qр+Qсети- Qг,

Qку =68+4,2+10,4+10,4-45,9=47,2 Мвар

Распределяем компенсирующие устройства по потребителям так, чтобы уравнять их коэффициенты мощности до величины tgср.вз..

Находим значение tgср.вз..

tgср.вз.= (Qнагр- Qку)/ Pнагр

tg цcр.взв.= 0,264;

Определяем мощность компенсирующих устройств устанавливаемых на каждой из подстанций электрифицируемого района

Qкуi = Pi(tg цi - tg цcр.взв.)

Qку1 =20*(0,88-0,264)=12,35 Мвар

Реактивная нагрузка первой подстанции после компенсации составит

Qi = Qзi- Qкуi

Q1=17,6-12,35=5,25 Мвар

Полная нагрузка подстанции после компенсации

Si=

S1=

Коэффициенты мощности потребителей после компенсации



tgцi =

Для первой подстанции

tgц1 =

Проверяем tgц1 tg ц cр.вз, 0,264=0,264.

Расчеты для остальных подстанций сводим в таблицу 1.6.

Таблица 1.6 Расчетные нагрузки с учетом компенсации реактивной мощности

№ п/с	Рi, МВт	Qзi, Мвар	Qкуi, Мвар	Qi, Мвар	Si, МВА	tgцi
1	2	3	4	5	6	7
1	20	17,6	12,35	5,29	20,69	0,264
2	25	22,0	15,44	6,61	25,86	0,264
3	15	12,8	8,86	3,97	15,52	0,264
4	11	9,1	6,21	2,91	11,38	0,264
5	8	6,4	4,30	2,12	8,27	0,264
Итого	79	68,0	47,2	20,9	81,7

Дополнительной проверкой правильности выполненных расчетов является равенство: Qку ? ?Qкуi , т.е. значение Итого по столбцу 3 должно совпасть со значением Qку , вычисленным по выражению 1.11

В нашем случае это условие выполняется

40,6= 40,6 Мвар

1.4 Выбор конструкции сети и материала проводов

Для проектируемой сети следует выбрать тип опор, расположение проводов на опоре и марку проводов.

Районные электрические сети напряжением 35 кВ и выше, как правило, выполняются воздушными линиями на железобетонных, стальных или деревянных опорах с голыми сталеалюминевые проводами. В последнее время на ВЛ 10-35 кВ стали применяться защищенные провода с оболочкой выполненной из сшитого светостабилизированного полиэтилена.

При прохождении трасс линий в районах, где в воздухе находятся соединения способствующие разрушению сталеалюминевых проводов (побережья морей, соленых озер и районы с соответствующими промышленными выбросами) следует применять сталеалюминевые провода марок АСКС, АСКП, АСК.

При сооружении линий в районах с толщиной стенки гололеда менее 20 мм целесообразно применение сталеалюминевых проводов облегченной конструкции (АСО).

В районах с толщиной стенки гололеда более 20 мм рекомендуется применять сталеалюминевые провода усиленной прочности (АСУ).

Выбор материала для опор производится с учетом конкретных экономических, климатических и географических условий района проектируемой сети.

Железобетонные опоры следует применять во всех случаях, когда использование стальных или деревянных опор экономически неоправданно, а также в районах с повышенной влажностью воздуха при среднегодовых температурах +5?С и выше.

Стальные опоры целесообразно применять при сооружении ВЛ в горной и труднодоступной для транспорта местности, а также в особых случаях, например переходы через широкие судоходные реки, озера или в условиях городской застройки с целью обеспечения повышенной надежности.

Деревянные опоры целесообразно применять для ВЛ, трассы которых прилегают к районам, богатым строевым лесом, а также в районах с малой влажностью воздуха и среднегодовой температурой +5?С и выше.

Выбор расположения проводов на ВЛ производится в зависимости от класса напряжения ВЛ, ее конструкции и от условий гололедообразования и интенсивности «пляски» проводов в соответствии с ПУЭ /2/.

1.5 Формирование вариантов схем электроснабжения и их анализ

В районных электрических сетях применяют различные по конфигурации схемы:

- разомкнутые нерезервированные радиальные и магистральные

- разомкнутые резервированные радиальные и магистральные,

- замкнутые резервированные схемы (кольцевые, петлевые, с двухсторонним питанием, сложно замкнутые)

Выбор конкретной схемы из числа названных типовых при проектировании определяется составом потребителей по категориям требуемой надежности электроснабжения и взаимным расположением источников питания и пунктов потребления энергии.

Согласно ПУЭ потребители 1-ой и 2-ой категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания. Для питания потребителей 1-й категории применяются различные резервированные схемы с АВР (автоматическим вводов резерва). Питание потребителей 2-ой категории так же производится с помощью резервированных схем, но при этом допускается включение резервного питания дежурным персоналом или выездной оперативной бригадой.

Питание потребителей 3-ей категории может осуществляться от одного источника питания (по одно цепным нерезервированным линиям) при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения, не превысят одних суток.

При питании потребителей района от шин распределительных устройств (РУ) электростанций или подстанций энергосистемы независимыми источниками питания можно считать сборные шины РУ, если выполняются следующие условия:

а) каждая секция РУ имеет питание от различных генераторов или трансформаторов;

б) секции шин РУ не должны быть связаны между собой электрически или должны иметь связь, автоматически отключаемую при нарушении нормальной работы одной из взаимно резервирующих секций шин.

При решении вопросов резервирования питания потребителей различных категорий, территориально объединенных в одном пункте сети, следует ориентироваться на наличие потребителей наивысшей категории по степени надежности. Например, если в рассматриваемом пункте сети имеются потребители 1-ой, 2-ой и 3-ей категории, то выбирается резервированная схема с двумя независимыми источниками, то есть ориентируются на наличие потребителей 1-ой категории. На подстанции питающей этих потребителей устанавливается два трансформатора.

Для резервирования и исключения из работы поврежденных элементов сети в послеаварийных режимах, а так же осуществления ремонта оборудования без прекращения электроснабжения потребителей, при выборе схемы построения сети, отвечающей требованиям надежности, необходимо предусматривать установку соответствующих коммутационных аппаратов для оперативных переключений.

Таким образом, требуемая надежность схемы электрической сети обеспечивается сооружением определенного количества линий, трансформаторов и коммутационных аппаратов на подстанциях, выбранных на основе анализа состава потребителей по категориям надежности.

При проектировании районных сетей возникают вопросы выбора оптимального числа ступеней трансформации. В данном курсовом проекте эти вопросы не рассматриваются. Считается, что питание всех потребителей района осуществляться воздушными линиями одного напряжения.

При выборе вариантов построения сети следует руководствоваться следующими положениями:

1) Питание потребителей района следует осуществлять по кратчайшим связям (линиям) с использованием по возможности одной трассы для передачи электроэнергии к пунктам сети, расположенным в одном направлении по отношению к источнику питания (ИП), что обеспечивает снижение капиталовложений в сеть.

2) Передача электроэнергии потребителям должна осуществляться в направлении общего потока мощности от ИП к потребителям района, следует избегать обратных потоков мощности, так как это приводит к увеличению капитальных затрат и ухудшает такой натуральный показатель, как потери электроэнергии в сети.

3) Во избежание необоснованного завышения капиталовложений не рекомендуется использовать в качестве промежуточного сетевого звена резервированной схемы питания потребителей 1-ой, 2-ой категорий участок сети, питающей потребителей 3-ей категории, для которых допустимо применение нерезервированной схемы.

4) Применение замкнутых схем питания нескольких потребителей района целесообразно, если:

а) суммарная длина линий замкнутой схемы существенно меньше суммарной длины линий разомкнутой резервированной схемы в одно цепном исполнении;

б) при объединении в замкнутый контур нескольких пунктов потребления не образуется протяженных мало загруженных участков сети, которые используются практически в послеаварийных режимах, что значительно ухудшает технико-экономические показатели сети.

Таким образом, на начальном этапе проектирования сети формируются варианты различных по структуре схем:

? радиальная;

? магистральные;

? смешанные;

? замкнутые (кольцевые);

? сложно замкнутые.

Для построения рационального варианта разомкнутой сети можно использовать алгоритм Крускаля, с помощью которого ищется сеть минимальной длины. По алгоритму Крускаля процесс синтеза разомкнутой сети минимальной длины разбивается на шаги, на каждом из которых к сети (к узлу j, где M - множество узлов уже подключенных к сети), подключается один из узлов i ( где L множество узлов еще не подключенных к сети) расстояние между которыми минимально, т.е. .

На первом шаге множество М состоит из одного узла соответствующего РЭС, а во множество L входят все остальные узлы. На каждом шаге очередной узел, подключаемый к сети, переходит из множества L во множество М. Процесс происходит до тех пор, пока во множество М не войдут все узлы сети, а соответственно множество L не будет пустым. То есть множества M и L обладают свойствами: , где N множество всех узлов; .

Для дальнейшего проектирования на основе анализа с учетом основных положений рационального построения схем сетей выбирается 2-3 варианта (по заданию руководителя проекта).

Пример 1.5. Сформировать варианты сетей для снабжения пяти потребителей района, расположение которых относительно источника питания - районной электростанции (РЭС), задано на рисунке 1.12.. Категории потребителей представлены в таблице 1.7 в виде трех чисел, разделенных знаком /. Числа по порядку слева направо соответствуют в процентах удельному весу потребителей 1-ой, 2-ой и 3-ей категории по степени надежности электроснабжения.



Таблица 1.7 - Категории потребителей

№ подстанции	1	2	3	4	5
Категория потребителей	20/30/50	30/30/40	20/20/60	0/0/100	0/0/100

Количество цепей на схемах условно показано в виде засечек на линиях - одна засечка соответствует одно цепной ЛЭП, две - двух цепной;

В курсовом проекте рекомендуется синтезировать множество вариантов радиально-магистральной и смешанной конфигурации, с последующим анализом и отбором наиболее целесообразных.

1.6 Предварительный расчет выбранных вариантов

При проектировании районной сети одновременно с выбором вариантов схемы конфигурации решается вопрос выбора номинального напряжения сети, выбора сечений воздушных линий и основного электрооборудования подстанций сети. Комплексное решение этих вопросов требует определения расчетных нагрузок по отдельным участкам и в узлах сети. На первом этапе предварительного сравнения и отбора конкурентоспособных вариантов конфигурации сети допускается расчетные нагрузки определять приближенно, при следующих допущениях:

- не учитывается емкостная проводимость воздушных линий;

- распределение потоков активных и реактивных мощностей по участкам сети в режиме максимальных нагрузок вычисляется без учета потерь мощности в элементах сети;

- распределение потоком мощности по участкам замкнутой сети (кольцевой, сложно замкнутой) вычисляется при условии равенства сечений проводов отдельных участков. Это позволяет производить расчет потокораспределения не по сопротивлениям участков, а по их длинам.

Поскольку в п. 1.3 компенсирующие устройства были распределены по потребителям таким образом, что их коэффициенты мощности стали одинаковыми, то расчет потокораспределения по активной и реактивной мощностям можно производить независимо друг от друга.

1.6.1 Расчет радиально-магистрального варианта сети

1.6.1.1 Расчет потокораспределения в нормальном режиме максимальных нагрузок

Расчет ведется без учета потерь мощности на участках сети. Задаемся направлением потокораспределения активной мощности по участкам сети.

Производим расчет потокораспределения, используя первый закон Кирхгофа

P34 = P4

P34 = 11 Мвт

P03 = P34 + P3

P03 = 11 + 15 = 26 Мвт

P01 = P1

P01 = 20 МВт

P02= P2

P02= 25 МВт

P05 = P5

P05 = 8 МВт

Реактивные нагрузки по участкам сети определяем по tgцср.взв.

Qij=Pijtgцср.взв. ;

Q01=P01tg цср.взв. =20*0,264= 5,29Мвар

Полные нагрузки участков сети

Sij=;

S01=== 20,69 МВА

Расчеты для остальных участков производим аналогично.

Результаты вычислений заносим в таблицу 1.8.

Таблица 1.8 - Потокораспределение по ветвям сети

Участок	0-1	0-2	0-3	3-4	0-5
Р, мВт	20,0	25,0	26,0	11,0	8,0
Q, Мвар	5,29	6,61	6,87	2,91	2,12
S, Мва	20,7	25,9	26,9	11,4	8,3

1.6.1.2 Выбор номинального напряжения сети

Шкала номинальных напряжений электрических сетей России установлена ГОСТ 21128-83.

В России получили распространение две системы напряжения электрических сетей класса 35 кВ и выше: 35-110-220-500-1150 кВ и 35-110(150) -330-750 кВ. первая система применяется в большинстве ОЭС, вторая после разделения СССР осталась только в ОЭС Северо-Запада. Кроме того, в ОЭС Центра и Северного Кавказа при основной системе 35-110-500 кВ ограниченное распространение получили также сети 330 кВ.

Напряжение 110 кВ имеет наибольшее распространение для распределительных сетей во всех ОЭС России независимо от принятой системы напряжения. Сети напряжением 150 кВ выполняют те же функции, что и сети 110 кВ, но применяются только в Кольской энергосистеме и поэтому это напряжение не рекомендуется к использованию для вновь проектируемых сетей, за исключением тех районов, где оно уже применяется. В учебном проектировании использование этого номинального напряжения допускается независимо от района проектирования.

Номинальное напряжение сети существенно влияет как на ее экономические показатели, так и на технические характеристики.

При повышении номинального напряжения сети снижаются потери мощности и электроэнергии, уменьшаются сечения проводов, растет предельная передаваемая мощность, облегчается бедующее развитие сети, но увеличиваются капитальные затраты на оборудование, вследствие роста затрат на изоляцию.

Определяющими факторами, влияющими на выбор напряжения сети, являются передаваемая мощность и расстояние, на которое она передается.

При решении вопросов выбора напряжения районной сети можно пользоваться эмпирической формулой Стилла:

Uopij=16, (1.17)

где Рij - активная мощность передаваемая по линии, (МВт);

lij - длина линии (км).

Эта формула применима для линий длиной до 250 км и передаваемой мощности, не превышающей 60 МВт.

Более универсальной является формула Г.А. Илларионова, которая дает удовлетворительные результаты для всей шкалы номинальных напряжений от 35 до 1150 кВ.

(1.18)

Для принятия окончательного решения о величине номинального напряжения необходима не только оценка технических свойств, но и расчет экономической целесообразности принятого решения. Поэтому выбор номинального напряжения сети проводится повариантно: выполняются расчеты при нескольких возможных (ближайших к Uop) номинальных напряжениях и для каждого из них определяются приведенные затраты. Окончательное решение принимается на основе технико-экономического сравнения вариантов таким образом, чтобы обеспечить экономичную работу сети и необходимые технические требования - качество напряжения, малые потери мощности и энергии.

Пример 1.6. Длины трасс участков сети, представленной на рисунке 1.17 заданы в таблице 1.9. Выбрать номинальное напряжение сети.

Определим ориентировочное напряжение для участка 0-1 по формуле Стилла

По формуле Илларионова

Таким образом, с учетом дальнейшего выбора номинального напряжения из шкалы стандартных значений обе формулы дают одинаковый результат.

Аналогично проводим расчет для остальных участков, результаты вычислений заносим в таблицу 1.9.

Таблица 1.9 - Выбор номинального напряжения

Участок	0-1	0-2	0-3	3-4	0-5
Длина, lij , км	35,0	35,0	45,0	40,0	55,0
Рij, Мвт	20,0	25,0	26,0	11,0	8,0
Uорij, кВ	82,3	87,0	93,6	73,3	73,3

За номинальное напряжения линии - Uн принимается стандартное ближайшее к Uopij . Для сети в целом принимаем одинаковое напряжение.

Принимаем для дальнейшего расчета два варианта:

1) номинальное напряжение Uн=110 кВ;

2) номинальное напряжение Uн=150 кВ.

1.6.1.3 Выбор сечения проводов ЛЭП

Проблема выбора сечения проводников является технико-экономической в результате решения которой требуется найти оптимальное соотношение между капитальными затратами на сооружение линии и затратами, связанными с потерями энергии в ней. С увеличением площади сечения увеличивается расход металла и следовательно увеличиваются капитальные затраты, но уменьшаются потери энергии и следовательно одна из составляющих ежегодных издержек.

Решение указанной задачи выбора сечений может быть выполнено различными методами:

1) по методу экономической плотности тока /3/;

2) по экономическим интервалам нагрузки /4/;

3) непосредственным сравнением вариантов применения различных сечений по экономическим критериям.

Согласно методу экономической плотности тока выбор сечения осуществляется по выражению

, (1.19)

где I - расчетный ток в нормальном режиме наибольших нагрузок, проходящий по линии;

jэ - экономическая плотность тока, принимаемая в зависимости от конструкции ЛЭП (кабельная или воздушная), материала проводников и времени использования наибольших нагрузок ТМ.

Сечение, рассчитанное по 1.19, округляется до ближайшего стандартного значения.

Основным достоинством выбора площади сечения проводников линий по нормативной экономической плотности тока является его простота.

Однако такой подход имеет много недостатков. Действительно, расчетная площадь сечения проводников, определяемая по формуле (1.19), обычно не совпадает со стандартной, поэтому приходится производить округление. При определении экономической плотности тока полагается, что соблюдается линейная зависимость между капитальными затратами и площадью сечения проводников. Анализ укрупненных показателей стоимости линий на унифицированных опорах свидетельствует о том, что во многих случаях такая зависимость отсутствует, так как на одних и тех же опорах может быть подвешен провод различного сечения. Не учитывается различие стоимости 1 км линии в зависимости от материала и типа опор, расчетных климатических условий района сооружения сети. Удельные затраты на покрытие потерь электроэнергии принимаются одинаковыми для различных регионов.

Некоторые из перечисленных недостатков устраняются при подходе к выбору площади сечения проводников на основе предварительного определения экономических интервалов нагрузки. Такие интервалы образуются пересечением кривых приведенных затрат построенных для различных сечений в зависимости от тока нагрузки линии. При этом учитывается число цепей, тип и материал опор воздушных линий, расчетные климатические условия.

По сравнению с нормативной экономической плотностью тока экономические интервалы нагрузки позволяют учитывать дискретность шкалы стандартных площадей сечений проводников и конкретные условия сооружения линии. При их построении условие линейности зависимости капитальных затрат от площади сечения не обязательно. Однако следует отметить, что для эффективного использования экономических интервалов нагрузки они должны периодически пересматриваться. Резкое увеличение стоимости материалов, оборудования и тарифов на электроэнергию привело к тому, что использование кривых экономических интервалов, построенных до 1990 года применительно к настоящему времени, вряд ли повышает адекватность принятых технических решений относительно выбора сечений.

Отсутствие достоверной информации о стоимостных показателях элементов линий делает неэффективным применение метода непосредственного сравнения вариантов применения различных сечений по экономическим критериям.

Поэтому на основании «Рекомендаций по технологическому проектированию воздушных линий электропередачи напряжением 35 кВ и выше» (утверждены приказом Минэнерго России от 30 июня 2003 г. № 284) в учебном проектировании допускается определение сечений ВЛ с напряжение до 500 кВ производить по нормируемой плотности тока. Рекомендуемые значения плотности тока приведены в таблице /7/

Дальнейший расчет вариантов производится для каждого из принятых номинальных напряжений в отдельности.

Рассмотрим расчет для одного из принятых номинальных напряжений - 110 кВ. Расчет для напряжения 150 кВ производится аналогично.

Определяем рабочие токи участков сети.

Iij=; (1.20)

где n - число цепей линии электропередачи.

Для участка 0-1

Определяем ориентировочные сечения по участкам сети по экономической плотности тока- jэ (экономическая плотность тока определена в пункте 1.2)

Fopij=, (1.21)

Для участка 0-1



Fop01=

Сечение найденное по экономической плотности тока округляют до ближайшего стандартного с учетом ограничений по короне. С целью исключения явления общей короны в воздушных сетях с номинальным напряжением 110 кВ и более ограничивают минимально допустимые сечения проводов. Согласно ПУЭ для ВЛ 110 кВ минимально допустимое сечение - 70 мм2, для ВЛ 150 кВ - 120 мм2, для ВЛ 220 кВ - 240 мм2. Для ВЛ с номинальным напряжением 330 кВ и выше применяют расщепленную фазу, т.е. каждую фазу ВЛ выполняют из нескольких проводов.

Для участка 0-1 с учетом ограничения по короне принимаем стандартное сечение Fст=70 мм2.

Аналогично проводим расчет для остальных участков, результаты вычислений заносим в таблицу 1.10.

Таблица 1.10 - Расчет сечений для Uн = 110 кВ

Участок	0-1	0-2	0-3	3-4	0-5
n	2	2	2	1	1
I, А	54,3	67,9	70,6	59,7	43,4
Fэ, мм2	54,3	67,9	70,6	59,7	43,4
Fст, мм2	70	70	70	70	70

1.6.1.4 Проверка проводов по току наиболее тяжелого после аварийного режима

Сечения проводов выбранных по экономической плотности тока проверяются по допустимому по нагреву току наиболее тяжелого послеаварийного режима сети. Для разомкнутых сетей наиболее тяжелым послеаварийным режимом является режим выхода из строя одной из цепи двух цепных резервированных участков. При том вся передаваемая мощность будет передаваться теперь по оставшейся в работе цепи. Поэтому аварийный ток такого участка будет равен

Iавij =nIij, (1.22)

Условие проверки

Iдоп ij Iавij, (1.23)

Величины допустимых токов для проводов марка АС приведены в таблице 1.11.

Таблица 1.11 - Допустимые по нагреву длительные токи нагрузки ВЛ 35-220 кВ со сталеалюминевыми проводами (вне помещений при t = 20єС)

Сечение, мм2	Допустимые длительные токовые нагрузки, А
35	175
50	210
70	265
95	330
120	380
150	445
185	510
240	610
300	690
400	835
500	945
600	1050

Для участка 0-1

Iав01=2 I01

Iав01=2*54,3=108,6 А ;

Iдоп01 =265 А;

Iав01 < Iдоп01

Сечение на участке 0-1 удовлетворяет условию проверки по допустимому току нагрева в послеаварийном режиме.

Аналогично проводим расчеты для остальных участков сети. Результаты вычислений заносим в таблицу 1.12.

Таблица 1.12 - Проверка сечений по допустимому току (Uн = 110 кВ )

Участок	F, мм2	Iдоп, А	Iав, А	Fприн, мм2
1	2	3	4	5
0-1	70	265	108,6	70
0-2	70	265	135,72	70
0-3	70	265	141,15	70
3-4	70	265	59,72	70
0-5	70	265	43,43	70

Выбранные сечение на всех участках удовлетворяют условию проверки по допустимому току нагрева в послеаварийном режиме.

В колонку 5 таблицы 1.12 заносится окончательно принимаемое сечение с учетом проверки по допустимому току. Если условие 1.23 не выполняется, то принимается ближайшее большее сечение, для которого это условие будет выполнено.

1.6.1.5 Проверка сети по потери напряжения в нормальном и после аварийном режиме

Одним из требований предъявляемых к системам электроснабжения является соблюдение показателей качества электроэнергии.

Нормы показателей качества электроэнергии (ПКЭ), т.е. их допустимые значения в электрических сетях систем электроснабжения общего назначения переменного трехфазного и однофазного тока частотой 50 Гц в точках, к которым присоединяются электрические сети или приемники электрической энергии (точки общего присоединения), устанавливает ГОСТ 13109--97 /6/.

Стандарт устанавливает 11 видов ПКЭ, которые могут быть разделены на три группы.

К первой группе относятся отклонения частоты f и установившееся отклонение напряжения Uу. Поддержание этих ПКЭ возможно общесистемными средствами регулирования частоты и напряжения.

Ко второй группе относятся ПКЭ, характеризующие несинусоидальность формы кривой напряжения, несимметрию и колебания напряжения. Источниками этих искажений напряжения являются, потребители электроэнергии (электроприемники). Для координации электромагнитной совместимости и допустимого уровня помех, вносимых такими устройствами, необходимо проведения технических мероприятий, как на этапе проектирования систем электроснабжения, так и в процессе ее эксплуатации. Вопросы нормирования этих ПКЭ рассматриваются при проектировании конкретных систем электроснабжения и не рассматриваются при проектировании районных сетей.

К третьей группе относятся ПКЭ, характеризующие случайные электромагнитные явления и электротехнологические процессы в системе электроснабжения. К ним относятся провалы напряжения, перенапряжения и импульсы напряжения. В большинстве случаев они возникают в результате коммутаций или разрядов молнии в линии электропередачи.

Показатели КЭ первых двух групп нормируются ГОСТ, и на них установлены два допустимых уровня: нормальный и предельный. ПКЭ третьей группы не могут нормироваться, будучи случайными явлениями, однако статистическая информация о них имеет большое значение для нормальной эксплуатации системы электроснабжения.

Частота f является общесистемным параметром режима электроэнергетической системы и определяется балансом активной мощности. При возникновении дефицита генерируемой мощности в системе происходит снижение частоты до такого значения, при котором устанавливается новый баланс генерируемой и потребляемой мощности, при избытке генерируемой мощности, наоборот, частота повышается.

Поскольку, как это указывалось в 1.3.1 баланс по активной мощности в рассматриваемом курсовом проекте вып...