Проектирование развития районной электрической сети

Размещено на http://www.allbest.ru

Министерство образования и науки Российской Федерации

ФГАОУ «Российский государственный профессионально-педагогический университет»

Институт электроэнергетики и информатики

Кафедра автоматизированных систем электроснабжения

Курсовой проект

По дисциплине «Электрические сети и системы»

На тему

«Проектирование развития районной электрической сети»

Работу выполнил: Шмидт Т.А.

группа: ЭМ-402

Руководитель: Морозова И.М.

Екатеринбург 2013

Задание на выполнение курсового проекта

Для заданного варианта расположения и мощности потребителей выбрать схему развития районной электрической сети при соблюдении заданных требований к надежности схемы и качеству электроэнергии, отпускаемой потребителям.

При выполнении задания на курсовое проектирование необходимо:

Разработать варианты развития сети с выбором номинального напряжения, трассы и числа цепей линий электропередачи.

Рассчитать распределение токов (потоков мощности) в каждом из выбранных вариантов по расстояниям между узлами и мощностям нагрузок узлов.

Выбрать число параллельных цепей и сечения линий электропередачи для каждого варианта схемы сети по экономическим интервалам с учетом возможных послеаварийных состояний сети.

Выбрать число и мощность трансформаторов на подстанциях с учетом категорий надежности потребителей данного района.

Определить потери мощности в каждом из вариантов.

Рассчитать для принятых вариантов развития распределительных сетей нормальные и послеаварийные установившиеся режимы при максимальной нагрузке.

Произвести окончательное сравнение двух вариантов и выбрать лучший вариант по экономическим критериям с учетом заданных технических требований.

Оформить пояснительную записку и графическую часть.



Исходные данные

сеть напряжение трансформатор

Схема развития районной сети

Дополнительные исходные данные:

Cosф=0,9-для всех нагрузок;

В узле 16 потребители 3 категории надежности, в остальных узлах состав потребителей одинаков: 1 категории-30%, 2-30%, 3-40%;

Тmax нагрузок- 6500 часов;

Масштаб: 1 см=20 км;

Номер района по гололеду - 1;

Номер ветрового района - 5;

Характер местности - населенная;

Минимальная температура t= - 28 C

Максимальная температура t= 41 C

Эксплуатационная температура t=8 C

Длина пролета: L=200 м.



Разработка вариантов развития сети

При разработке вариантов развития сети электроснабжения потребителей, учтены следующие обстоятельства:

Узел 11 с нагрузкой Р=30 МВт имеет потребителей 1 и 2 категорий и в обоих случаях питается по двум одноцепным линиям длиной 62 км.

Присоединение потребителей узла 7 с нагрузкой Р=45 МВт может быть выполнено различными способами:

-по разомкнутой (радиальной) схеме (вариант А), тогда потребители узла 1 и 2 категорий будут получать энергию по двум одноцепным линиям длиной 56 км.

- по кольцевой (вариант Б) схеме, тогда потребители будут получать питание от ИП 1 по одной одноцепной линии длиной 56 км и от узла 5 по одной одноцепной линии. Длина проектируемой линии 7-5 равна 24 км.

Узел 16 с нагрузкой Р=15 МВт содержит потребителей 3 категории надежности, поэтому электроснабжение этого узла осуществляется по одной одноцепной линии длиной 20 км.

Узел 5 с нагрузкой Р=30 МВт имеет потребителей 1 и 2 категорий надежности. В первом варианте его электроснабжение осуществляется по двум одноцепным линиям электропередачи длинной 44 км. Во втором случае электроснабжение этого узла осуществляется по одной одноцепной линии длиной 24 км.



1. Выбор варианта сети

Для построения рациональной конфигурации сети для заданного расположения потребителей намечаем два варианта, из которых на основе технико-экономического сравнения вариантов выбирается лучший. Выбранный вариант должен обладать необходимой надёжностью, экономичностью, гибкостью.

2. Выбор номинального напряжения сети

1.Выбираем номинальное напряжение. Величина номинального напряжения узла зависит от передаваемой мощности и длины линии электропередач.

Для выбора номинального напряжения воспользуемся формулой Илларионова.

где L - длина линии электропередач, км;

Р - передаваемая по линии мощность, МВт;

U - рекомендуемое напряжение, кВ.

2.Результаты расчёта по формуле Илларионова для двух вариантов схем районной сети сводим в таблицу 1.1 .

Таблица 1.1 Выбор номинального напряжения сети

Вариант схемы	Схема А	Схема Б
участок	1-11	1-7	1-16	1-5	1-11	1-7	1-16	1-5	7-5
Мощность, МВт	30	45	15	30	30	75	15	75	40
Длина, км	62	56	20	44	62	56	20	44	24
Напряжение, кВ	104	125	72,4	103	104	153,8	72,4	153,3	149,3

Учитывая длины линий электропередач и передаваемую по линиям мощность для всех линий рассматриваемых схем, выбираем окончательно класс номинального напряжения 110кВ.

3. Расчёт тока нагрузки и выбор сечения проводов

Для расчёта токов нагрузки в линиях определяем распределение мощности в проектируемой сети. Для схемы А:

Р1 - 11 = Р11 = 30 МВт

Р1 - 7 = Р7 = 45 МВт

Р1 - 16 = Р16 = 15 МВт

Р1 - 5 = Р5 = 30 МВт

В номинальном режиме расчетный ток Ip, А определяется формулой.

где Imax5 - максимальный ток линии на пятый год эксплуатации, А;

Р - передаваемая мощность кВт;

Uном - номинальное напряжение сети, кВ;

n - число цепей ЛЭП;

cosц - коэффициент активной мощности;

N- число расщеплений проводов.

Максимальный ток на пятый год эксплуатации Imax5

Imax5 = Ip бi бT

бi - коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии;

бT- коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии Tmax и коэффициент ее попадания в максимум энергосистемы Км.

Для линии 110 кВ значение бi принимается равным 1,05, а бT =1,3 (1, с. 158, табл. 4.9) при Км=1,0 и Тмах >6500 ч. Выбираем по экономическим интервалам сечение проводов для двухцепной линии напряжением 110кВ выполненных на стальных опорах первый район по гололеду.

Iдоп?Iмах5

где Iдоп - допустимый ток; Iмах5 - расчётный ток линии на пятый год эксплуатации на одну линию, А. Уточняем допустимый ток с учетом температуры окружающей среды

Iдоп ос=Iдоп*kос

где kос = 0.81 [2, c292, табл. 7.13]

Проверяем выбранные провода на нагрев в аварийном режиме

Iав=2*Iмах5 ?Iдоп

Результаты расчетов выбора сечений проводов для схемы А сведены в таблицу:

Участок сети	Pmax, МВт	IP, А	Imax5, А	q, мм2	Марка провода	Iдоп, А	Iдоп о.с., А	Iав, А
1-11	30	87,6	120	150	2АС-150/24	450	364,5	240
1-7	45	131,6	179,6	150	2АС-150/34	450	364,5	358
1-16	15	87,7	119,7	150	АС-150/24	450	364,5	-
1-5	30	87,6	120	150	2АС-150/24	450	364,5	240

Для кольца 1-7-5 находим активную мощность на головных участках 1-7 и 1-5.

Р =40,3-34,7 =5,6 МВт

Проверка:

P1-7+P1-5=P7+P5

40,3+34,7=45+30

75МВт=75 МВт

Результаты выбора сечения проводов для схемы Б занесены в таблицу:

Участок сети	Р, МВТ	IP, А	Imax5, A	q, мм2	Марка провода	I доп, А	Iдоп о.с., А	Iав, А	Iав, А
1-11	30	87,6	120	150	2АС-150/24	450	360	240	-
1-7	40,3	234,5	303,9	240	АС-240/39	610	494,1	607,8	-
1-16	15	87,7	119,7	185	АС-185/24	510	413,1	-	-
1-5	34,7	202,3	275	240	АС-240/39	610	494,1	-	437,3
7-5	5,6	32,7	44,5	70	АС-70/11	265	214,7	89	204

Проверка на аварийный режим производится для двух случаев:

А) обрыв линии 1-7;

Б) обрыв линии 1-5;

Обрыв линии 1-7

определим потоки мощности

Рав=30+45=75

Обрыв линии 1-5

Выбранные сечения проводов проходят проверку на нагрев в аварийном режиме.

4. Расчет схем замещения

Исходными данными для расчета схемы замещения являются справочные данные выбранных марок проводов, приведенных выше в таблицах.

Расчет схемы замещения варианта А

Участок сети	P, МВт	L, км	Марка провода	Ro, Ом/км	xo, Ом/км	Bo, см/км	Q, Мвар
1-11	30	62	2АС-150/24	0,198	0,42	2,7	0,036
1-7	45	56	2АС-150/34	0,198	0,42	2,7	0,036
1-16	15	20	АС-150/24	0,198	0,42	2,7	0,036
1-5	30	44	2АС-150/24	0,198	0,42	2,7	0,036

xл = xo • ? / n

Rл= Ro • ? / n

xo, Ro - удельные реактивное и активное сопротивления линии, Ом/км.

n - число цепей.

? - длина линии в км.

Проводимости линии определяются по формулам:

Gл= g• ? n

U ? 110 к В Gk = 0

Вл = Во ? n

Bo - удельная проводимость линии, см/км.

Расчеты по формулам сведены в таблицу

Данные схемы замещения варианта А

Участок сети	Rл, Ом	Xл, Ом	Bл 10-6 , Ом	Qс, Мвар
1-11	6,1	13,02	334,8	2,02
1-7	5,5	11,76	302,4	1,83
1-16	4	8,4	54	0,33
1-5	4,8	9,24	237,6	1,44

Расчет схемы замещения варианта Б

Расчет схемы замещения варианта развития сети Б ведется аналогично предыдущим расчетам по справочным данным выбранных сечений проводов.

Участок сети	P, МВт	L, км	Марка провода	Ro, Ом/км	xo, Ом/км	Bo, см/км	Q , Мвар
1-11	30	62	2АС-150/24	0,198	0,42	2,7	0,036
1-7	40,3	56	АС-240/39	0,12	0,405	2,81	0,038
1-16	15	20	АС-185/24	0,162	0,413	2,75	0,037
1-5	34,7	44	АС-240/39	0,12	0,405	2,81	0,038
7-5	5,6	24	АС-70/11	0,43	0,44	2,55	0,034

Активное, реактивное сопротивления и проводимости линий определяются по формулам, приведенным выше.

Результаты расчетов сведены в таблицу.

Данные схемы замещения варианта Б

Участок сети	Rл, Ом	Xл, Ом	Bл 10-6 , Ом	Qс, Мвар
1-11	6,1	13,02	334,8	2,02
1-7	6,72	22,68	157,36	0,95
1-16	3,24	8,26	55	0,33
1-5	5,28	17,82	123,64	0,75
7-5	10,32	10,56	61,2	0,37

5. Выбор силовых трансформаторов

Число и мощность трансформаторов не зависят от схемы, а зависят от категории и мощности электроприемников. Для потребителей 1 и 2 категорий необходимо устанавливать не менее двух трансформаторов, а для потребителей 3 категории достаточно одного трансформатора.

Мощность трансформаторов определяется формулой:

Sт?Sp/(kав(n-1)),

где Sp - расчетная мощность подстанций, Sp=P/cosц;

Kав - коэффициент аварийных перегрузок;

n - число трансформаторов;

Мощность трансформатора:

Sтр= Sp/kав

Для потребителей I, II категории будем выбирать двух трансформаторные подстанции.

Выбор силовых трансформаторов для схемы А и Б

Узел	Активная мощность нагрузки Р, МВт	Полная мощность нагрузки Sр, МВА	Мощность трансформатора Sтр, МВА	Тип трансформатора
11	30	33,33	23,8	2 ТРДН - 25 000/110
7	45	50	35,7	2 ТРДН - 40 000/110
16	15	16,67	12,8	ТДН - 16 000/110
5	30	33,33	23,8	2 ТРДН - 25 000/110

Справочные данные выбранных силовых трансформаторов сведены в таблицу

Данные силовых трансформаторов

Тип трансформатора	Uном, кВ	Uк, %	ДРк, кВт	ДРхх , кВт	Iхх, %	Rт, Ом	Xт, Ом	ДQхх, квар
ТДН - 16 000/110	115	10,5	85	19	0,7	4,38	86,7	112
ТРДН - 25 000/110	115	10,5	120	27	0,7	2,54	55,9	175
ТРДН - 40 000/110	115	10,5	172	36	0,7	1,44	34,8	260

Схемы замещения силовых трансформаторов рассчитываем по формулам:

Z'=Z''=Rтр+jXтр

R'=R''=2Rтр - значение активных сопротивлений;

X'=X''=1,8Xтр - значение индуктивных сопротивлений для трехфазных трансформаторов;

Sхх=?Pxx+j?Qxx.



6. Схемы замещения районной сети

7. Расчёт установившегося режима

Наносим на схему замещения потоки мощности.

Расчет производим итерационным методом по данным “конца”.

1. Расчет радиальной сети.

1. Определение мощности в конце схемы.

Sк1-11' = 30+j14,6MBA

Sк1-7'= 45+j21,8MBA

Sк1-16' = 15+j7,3 MBA

Sк1-5' = 30+j14,6MBA

2. 1 итерация: считаем, что

U1=U2=110кВ

3. Расчет ведем по данным конца:

Определяем потери мощности в силовом трансформаторе.

ДSт = ДРт+ jДQт,

Где ДРт - потери активной мощности в трансформаторе, МВ;

ДQт - потери реактивной мощности в трансформаторе, Мвар.

ДРт = ДРxx+ в2н ДРкз,

Где - ДРxx - потери холостого хода трансформатора, кВт;

в - коэффициент загрузки трансформатора;

ДРкз - потери короткого замыкания, кВт.

в= Sк/NSном

Где - Sк - полная мощность потребителя;

Sном - номинальная мощность трансформатора, МВА;

N - количество трансформаторов.

ДQт = ДQxx+ в2 ДQобм,

Где ДQxx - потери реактивной мощности в трансформаторе на холостом ходу, Мвар; ДQобм - потери реактивной мощности в обмотках, квар. Расчеты по формулам заносим в таблицу.

участок	в	ДРт, МВт	ДQт, Мвар	ДSт, МВА
1-11	0,66	0,07	0,9	0,07+j0,9
1-7	0,63	0,09	1,92	0,09+j1,92
1-16	1,04	0,11	1,93	0,11+j1,93
1-5	0,66	0,07	0,9	0,07+j0,9

4. Определяем мощность в начале участков 1111', 77', 1616', 55'.

Sн1111' = Sк1111' + ДSт11 = 30,07 +j15,5MBA

Sн77' = Sк77' + ДSт7 = 45,09+j23,72 MBA

Sн1616' = Sк1616' + ДSт16 = 15,11+j8,23MBA

Sн55' = Sк55' + ДSт5 = 30,07+j15,7MBA

5. Определяем потери в шунте.

ДSш2-11' = U12 Yш2-11' = -j2,02 MBA

ДSш2-7' = U12 Yш2-7' = -j1,83 МВА

ДSш2-16' = U12 Yш2-16'= -j0,33 МВА

ДSш2-5' = U12 Yш2-5' = -j1,44 MBA

6. Определим мощности конца участков.

Sк1-11 = Sн1111 + ДSш2-11' = 30,07 + j13,48 MBA

Sк1-7 = Sн77 ДSш2-7' = 45,09+ j21,89 MBA

Sк1-16 = Sн1616+ ДSш2-16' = 15,11 +j7,9 MBA

Sк1-5 = Sн55' + ДSш2-5' = 30,07+j14,26 MBA

7. Находим потери мощности на участках 1-11, 1-7, 1-16, 1-5.

ДS1-11 = (Sк1-11/U1)2 Z1-11 = 0,54 + j1,16 MBA

ДS1-7 = (Sк1-7/U1)2 Z1-7 = 1,14 + j2,44 MBA

ДS1-16 = (Sк1-16/U1)2 Z1-16 = 0,1 + j0,2 MBA

ДS1-5 = (Sк1-5/U1)2 Z1-5 = 0,44 + j0,8 MBA

8. Определяем мощность в начале участков 1-11, 1-7, 1-16, 1-5.

Sн1-11 = Sк1-11 + ДS1-11 = 30,61 + j14,64 MBA

Sн1-7 = Sк1-7+ДS1-7 = 46,23+ j24,33 MBA

Sн1-16= Sк1-16 + ДS1-16 = 15,21 +j9,1 MBA

Sн1-5 = Sк1-5 + ДS1-5 = 30,51+j15,06 MBA

9. Реактивная мощность, генерируемая линиями 1-11, 1-7, 1-16, 1-5 в начале участков:

Qсн1-11= -j2,02 Mвар

Qсн1-7 = -j1,83 Мвар

Qсн1-16 =-j0,33 Мвар

Qсн1-5 =-j1,44 Мвар

10. Мощность источника S1 определяется по формуле

Sн1-х +? Qсн1х = S1

S1-11=30,61 + j12,62 МВА

S1-7 =46,23+ j22,5 МВА

S1-16= 15,21 +j8,77 МВА

S1-5= 30,51+j13,62 МВА

Определяем напряжения в узлах 11-11', 7-7', 16-16', 5-5' (не учитывая поперечную составляющую, т.к. U<220 кВ) по формуле:

Uх = U1-((Pк1хкR1х + Qк1хкX1х)/U1 )

U11'= 106,8 кВ

U7' =105,1кВ

U16'=108,8 кВ

U5' = 107,2 кВ

12. Продольная составляющая падения напряжения в трансформаторе (без трансформации) определяется по формуле:

?Uх = (PкххкRт + QкххкXт)/Ux

?U11 =7,8 кВ

?U7 = 7,8 кВ

?U16 =7 кВ

?U5 = 8,2 кВ

13. Поперечная составляющая падения напряжения в трансформаторе определяется по формуле:

д U у' = (Pkxx*Xт + Qkxx*Rт)/Ux

д U11=16,2 кВ

д U7=14,6 кВ

д U16=13,4 кВ

д U5= 11,1 кВ

14.Напряжение потребителя определяется по формуле:

Ux= Ux - ?Uх -д Ux

U11= 106,8 - 7,8 - j16,2 = 99 - j16,2 =100,3е-j6,7 кВ

U7 = 105,1 - 7,8 - j14,6 = 97,2 - j14,6 =98,2е-j7,9 кВ

U16 =108,8 - 7 - j13,4 = 101,8 - j13,4 =102,9е-j7,7 кВ

U5 = 107,2 - 8,2 - j11,1 = 99 - j11,1 =99,6е-j6,3 кВ

15. Коэффициент трансформации определяется:

nт=U1/U2=110/10=11

16. Определяем напряжение в узлах 6, 8, 13, 15 с учетом трансформации:

U11= U11 / nт = 106,8/11=9,7 кВ

U7 = U7/ nт = 105,1/11=9,55 кВ

U16 = U16/ nт = 108,8/11=9,9 кВ

U5 = U5/ nт = 107,2/11=9,75 кВ

17. Проверка:

?U%= (U1 - Ux) 100/ U1

?U%11 = (110-106,8)100/110=2,9% <5%

?U%7 = (110-105,1)100/110= 4,45% <5%

?U%16 =(110-108,8)100/110= 1,1 <5%

?U%5 = (110-107,2)100/110 = 2,5 <5%

После расчета установившихся режимов схемы развития сети, получившиеся значения мощности источников S1 для всей схемы - суммируем:

S1-11=30,61 + j12,62 МВА

S1-7 =46,23+ j22,5 МВА

S1-16= 15,21 +j8,77 МВА

S1-5= 30,51+j13,62 МВА

Мощность источника равна S= 122,56+j57,51.

2. Расчет установившихся режимов замкнутой сети.

Поскольку в варианте Б схемы развития сети участки 1-11 и 1-16 не отличаются от аналогичных участков схемы А, то расчет установившихся режимов ведем только для замкнутой схемы с узлами 1-7-5.

Разрезаем питающий узел 1 и получим сеть с 2-х сторонним питанием.

Расчет производим в 2 этапа:

- без учета потерь мощности,

- с учетом потерь мощности.

2.1. Расчет установившегося режима без учета потерь мощности.

1. Поток мощности на головном участке1-5 по формуле:

S1-5= (S5(Z 7-5+ Z1-7)+S7 Z1-7) / (Z1-5 +Z7-5+Z1-7)= 35,3+j17,7 МВА

2. По закону Кирхгофа определим потоки мощности на остальных участках:



S7-5 = S1-5 -S5 = 35,3+ j17,7 - 30 - j13,7 = 5,3 + j4 МВА

S1-7 = S7 -S7-5 = 45+j17,4 - 5,3- j4 = 39,7 + j13,4 МВА

Проверка: сумма мощностей должна равняться 0.

Для узла 15: S1-5 - S5 - S7-5 =0

35,3+ j17,7 - 30 - j13,7 -(5,3 + j4) =0

2.2. Расчет установившегося режима с учетом потерь мощности.

1. Определим потери мощности на участке 7-7 при раздельной работе двух трансформаторов.

ДSт =0,9+j1,92МВА

2. Определим мощность в начале участка 7-7:

Sн7-7 = S7 + ДSт =45+j17,4+0,09+j1,92 = 45,09+j19,32МВА

3. Потери в шунте 8:

ДSш7 = U12 ·Y*ш7 = -j0,95 МВА

4.Определяем мощность в конце участка 7-5:

Sк7-5 = Sн7-7+ ДSш7 = 45,09+ j18,37 МВА

Определяем потери мощности в линии 7-5:

ДS7-5 =(Sк7-5/U1)2 Z7-5 =5,67 +j3,37 МВА

Мощность в начале линии 7-5 с учетом шунта:

Sн 7-5 = Sк7-5 + ДS7-5 + ДSш7 = 50,76 + j20,79 МВА

Определяем потери мощности на участке 5-5' аналогично тому, как рассчитывали ранее.

ДSт = 0,07+j0,9MBA

Мощность в начале узла 5-5:

Sн5-5 = Sк55 + ДSт5 = 30,07 +j15,73 МВА

Потери в шунте 5 определяются:

ДSш5 = U12 ·Yш5 = - j0,75 MBA

Определяем мощность в конце участка 5-5' с учетом шунта 5:

Sк1-5 = Sн5-5 + ДSш5 + Sн 7-5 = 80,8 +j35,78 MBA

Определяем потери мощности в линии участка 1-5:

ДSт1-5 =(Sк1-5/U1)2 Z1-5 = 5,5 + j17,9 MBA

Мощность в начале участка 1-5 определяется:

Sн1-5 = Sк1-5 + ДSт1-5 = 80,8 +j35,78 + 5,5 + j17,9 = 86,3 + j53,68 MBA

Мощность источника S1 определяется:

S1= Sн1-5 + ДSш5 =86,3 + j53,68 +(-j0,75) =86,3 + j52,93 MBA

Напряжение в узлах 5 и 5' определяется без учета поперечной составляющей, т.к. U<220 кВ.

U5= U1-=110-

Продольная составляющая падения напряжения в трансформаторе (без трансформации):

?U5==5,65 кВ

Поперечная составляющая падения напряжения в трансформаторе:

дU5==13,66 кВ

Напряжение потребителя определяется:

U'5 = U5 - ?U5 - дU5 = 103,5- 5,65 - j13,66 = 97,85 - j13,66

U= 98,8е-j4,47 кВ

Определяем коэффициент трансформации:

nт=U1/U2=110/10=11

Определяем напряжение в узле 5' с учетом трансформации:

U5'= U5/ nт = 97,85/11=8,9 кВ

Определяем напряжение в узлах 7 и 7' (не учитывая поперечную составляющую)

U7= U5-=103,5 -

Продольная составляющая падения в трансформаторе (без трансформации)

?U7==9,6 кВ

22. Поперечная составляющая падения напряжения в трансформаторе:

дU7==18,3 кВ

Напряжение потребителя в узле 8 определяется:

U8' = U8 - ?U8 - дU8 = 81,1 - 9,6 - j18,3 = 70,5 - j18,3

U= 72,5 е-j14,3

Определяем коэффициент трансформации:

nт=U1/U2=110/10=11

Напряжение узла 8' с учетом трансформации:

U7'= U7/ nт = 70,5/11=6,4 кВ

Потоки мощности на участке: Sк1-7= 45,09+ j18,37 МВА

Потери мощности:

ДS1-7 =(Sк1-7/U1)2 Z1-7 =2,94 +j4,11 МВА

Мощность в начале 1-7:

Sн 1-7= Sк1-7 + ДS1-7 = 45,09 + j18,37 +2,94 +j4,11 = 48,3+ j22,48 МВА

Мощность, потребляемая от источника кольцевой схемой:

S=S1 + Sн 1-7 = 86,3 + j52,93 + 48,3+ j22,48 = 134,6 + j75,41 МВА

Общая мощность источника:

S=134,6 + j75,41 + 30,04 + j12,32+ 16,2 +j8,69 = 180,24 + j96,41 МВА

8. Технико-экономическое сравнение вариантов

Экономическим критерием является минимум произведенных затрат:

Зн = Ен Ч К + U + У,

где Ен - нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений, Ен = 0,12 1/год;

К - капитальные вложения, тыс.руб.;

U - ежегодные эксплутационные расходы, тыс.руб./год;

У - математическое ожидание ущерба от нарушения электроснабжения.

К = Квл + Кпс

Издержки на оборудование состоят из отчислений на амортизацию, расходов на ремонт и отчислений на заработную плату.

U = Ua + Up + Uo + U?W,

Ua + Up + Uo = Uэ.

Ua = ба Ч К;

Uр = бр Ч К;

Uэ = бэ Ч К,

где бэ- коэффициент эксплутационных расходов, бэ = 2,8 %.

Издержки на потерю электроэнергии определяются:

U?W = в Ч ?W,

где в- стоимость потерь электроэнергии, в = 1,5Ч10-2 тыс.руб./МВтч;

?W - потери электроэнергии в линиях и трансформаторах.

U?W = в (фЧ?Рmax + 8760Ч?Рхх),

где ф - время потерь, ч.

ф = (0,124 + Тmax/104)2Ч8760;

?Pmax - максимальная нагрузка, МВт.

?Pmax = 3I2max5 Ч R.

При расчете исключаем затраты на одинаковые элементы

Результаты расчетов по формулам заносим в таблицы 7.1 и 7.2

Таблица 7.1 Экономический расчет схемы А

Ветвь	1-7	1-5
Провод	2АС-150/34	2АС-150/24
С, т.руб/км	178,5	178,5
Квл, т.руб	9996	7854
Imax5, кА	0,179	0,12
Rвл, Ом	5,5	4,8
L, км	56	44
?Pmax МВт	0,5	0,2

Таблица 7.2 Экономический расчет схемы Б

Ветвь	1-7	1-5	7-5
Провод	АС-240/39	АС-240/39	АС-70/11
С, т.руб/км	126	126	106
Квл, т.руб	7056	3444	3701
Imax5, кА	0,303	0,275	0,045
Rвл, Ом	6,72	5,28	10,32
L, км	56	44	24
?Pmax МВт	1,85	1,12	0,06

Сравним два варианта цепи. Результаты расчета затрат сведены в таблицу 7.3

Таблица 7.3 Сравнение вариантов

Показатели	Схема А	Схема Б
Квл, т. руб/км	17850	15144
ИЭ, т. руб	499,8	424,03
?Pmax? МВт	0,7	2,03
?w, МВт*ч	3673,3	10653,44
?И ?W,	55,1	159,8
И, т. руб	554,9	583,83
З, т. руб	2696,9	2401,1

Разница между вариантами составляет 295,8 т.р., таким образом экономически выгодной является схема Б.

Механический расчет воздушных линий

Определение механических нагрузок на провода

Механический расчет проводов и тросов ВЛ производим по методу допускаемых напряжений, расчет изоляторов и арматуры - по методу разрушающих нагрузок. 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 . Проверяем на механические нагрузки провод марки АС-300/48. Воздушная линия имеет номинальное напряжение 110 кВ, расположена в населенной местности типа В, относящейся ко I району по гололеду и к V ветровому району, длина пролета L=200м. Основные значения температур: t + = +41C, t - = -28C , tЭ = 8C.

Для расчета из табл.1(Приложения А) данного методического пособия выбираются следующие справочные данные:

расчетное сечение провода F= 342,8 мм2 ( суммарное сечение алюминиевой и стальной части провода);

расчетный диаметр провода d = 24.1мм;

масса провода (без смазки) m = 1186кг/ км.

Единичная нагрузка, вызванная собственным весом провода Р1 , Н/м, определится по формуле

Р1 = g m 10-3, (2.1)

где g - ускорение свободного падения, g = 9,8 м/с2;

m - погонная масса провода , кг/км, определяется по табл.1 Приложение А , [6]. Р1 = 9,8 1186 10-3 = 11,6 Н/м

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

РНГ = Ki KdbЭ (d + Ki Kd bЭ) g 10-3 , (2.2)

где Ki и Kd - коэффициенты, учитывающие изменение толщины стенки гололеда по высоте и в зависимости от диаметра провода, принимаемые по табл.2[пр.А];

Ki = 1,4(для высоты приведенного центра тяжести hпр = 20 мм, табл.9[пр.А])

Kd = 0,9

bЭ -нормативная толщина стенки гололеда, мм, принимается по табл.3[пр.А] ;

bЭ = 10 мм (для I гололедного района);

d - диаметр провода, мм; d = 24,1мм;

g - ускорение свободного падения , принимаемое равным 9,8 м/с2;

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

РНГ = 3,141,4 0,910 (20 + 1,40,9 10) 9,8 0,9 10-3 = 11 Н/м

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

Р2 = РНГ nw p f d , (2.3)

где РНГ - нормативная линейная гололедная нагрузка, Н/м;

nw - коэффициент надежности по ответственности, принимаемый для линий напряжением до 220кВ равным 1,0 ;

p - региональный коэффициент, принимаемый равным от 1,0 до 1,5 на основании опыта эксплуатации , p = 1,0;

f - коэффициент надежности по гололедной нагрузке, f = 1,3 ( для II района по гололеду );

d - коэффициент условий работы, d = 0,5 ,[1].

Р2 = 11 1 1 1,3 0,5 = 7,2 Н/м

Нагрузка, обусловленная весом провода и гололедом определится по формуле

Р3 = Р1 +Р2 (2.4)

Р3 = 11,6 + 7,2 = 18,8 Н/м

Нормативная ветровая нагрузка на провода Р'НВ, Н, без гололеда определится по формуле

Р'НВ = W Kl KW CX W0 F0 sin2 , (2.5)

где W - коэффициент, учитывающий неравномерность ветрового давления по пролету ВЛ, принимаемый по табл. 4[пр.А] в зависимости от ветрового давления W, [1 ]

W = 500 Па W =0,71(табл.4[пр.А])

Kl - коэффициент, учитывающий влияние длины пролета на ветровую нагрузку, принимаемый из таблицы: Kl = 1,02

Длина пролета , м	50	100	150	250
Коэффициент Kl	1,2	1,1	1,05	1,0

Промежуточное значение Kl определяется линейной интерполяцией.

KW - коэффициент, учитывающий изменение ветрового давления по высоте в зависимости от типа местности, определяемый по табл. 5[пр.А] ;

для hпр = 15м и местности типа В KW = 0,65;

CX - коэффициент лобового сопротивления, принимаемый CX = 1,1

- для проводов, свободных от гололеда, диаметром 20мм и более, т.к d = 24,1мм;

W0 - нормативное ветровое давление, соответствующее 10-минутному интервалу осреднения скорости ветра (0), на высоте 10м над поверхностью земли и принимаемый в соответствии с картой районирования территории России по ветровому давлению, принимается по табл.6 W0 = 1000 Па

F0 - площадь продольного диаметрального сечения провода, м2 ;

- угол между направлением ветра и осью ВЛ (ветер следует принимать направленным под углом 90 к оси ВЛ).

Ветровое давление на провода определяется по высоте расположения приведенного центра тяжести всех проводов.

Поскольку на данном этапе расчетов еще не определена стрела провеса провода и профиль трассы, то можно принять ориентировочно в качестве hср нормативное расстояние до нижней траверсы hпр = 15м ( табл 9[пр.А]).

Площадь продольного диаметрального сечения провода без гололеда F0, м2, определяется по формуле

F0 = d L 10-3 , (2.6)

где d - диаметр провода, мм; d = 24,1мм

L = 200м

F0 = 24,1 200 10-3 = 4,8 м2

Р'НВ =0,7 1 0,65 1,1 1000 4,8 = 2402,4 Н

Единичная нагрузка , Н/м, определится

Рнв = Р'НВ / L = 2402,4 / 200 = 12 Н/м

Нормативная ветровая нагрузка на провода Р'НВГ, Н, с гололедом определится по формуле

РНВГ = W Kl KW CX WГ FГ sin2 , (2.7)

где CX - коэффициент лобового сопротивления, принимаемый равным 1,2 ;

WГ - нормативное ветровое давление при гололеде с повторяемостью один раз в 25лет, принимается WГ = 0,25 W0 = 0,25 1000= 250 Па; выбираем 240 Па[1,c.45].

FГ - площадь продольного диаметрального сечения провода, м2 (при гололеде с учетом условной толщины стенки гололеда bу );

Площадь продольного диаметрального сечения провода Fг, м2 , определяется по формуле

Fг = ( d + 2Ki Kd bУ )L 10-3 , (2.8)

где d - диаметр провода, мм;

Ki и Kd - коэффициенты, учитывающие изменение толщины стенки гололеда по высоте и в зависимости от диаметра провода, определяются по табл.2 [пр.А];

bУ - условная толщина стенки гололеда, мм, принимается равной нормативной толщине bЭ по табл. 3;

bЭ = bУ =10мм

L = 200 м.

Fг = ( 24,1 + 2 1,4 0,9 10 ) 200 10-3 = 9,9 м2

Р'НВГ =0,7 1 0,65 1,2 240 9,9 = 1297,3 Н

РНВГ = Р'НВГ / L = 1297,3 / 200 = 6,5 Н/м

Единичная расчетная ветровая нагрузка на провода без гололеда Р4 , Н/м, определится по формуле

Р4 = РНВ Н Р f , (2.9)

где РНВ - нормативная ветровая нагрузка ,Н/м, РНВ = 12 Н/м;

Н - коэффициент надежности, принимаемый равным 1,0 - для ВЛ до 220кВ;

Р - региональный коэффициент, принимаемый 1,0 (на основании опыта эксплуатации);

f - коэффициент надежности по ветровой нагрузке, равный 1,3.

Р4 = 12 1 1 1,3 = 15,6 Н/м

Единичная расчетная ветровая нагрузка на провода с гололедом Р5 , Н/м, определится по формуле

Р5 = РНВГ Н Р f , (2.10)

Р5 = 6,5 1 1 1,3 = 8,5 Н /м

где РНВГ - нормативная ветровая нагрузка по ф.(2.8),Н/м;

Единичная нагрузка, определяемая весом провода без гололеда и ветром

Нагрузка, определяемая весом провода с гололедом и ветром

Удельную нагрузку определяем по формуле

= Р / F , (2.13)

где Р- удельная нагрузка , Н/м;

F- суммарное сечение провода, мм2.

Результаты расчетов по формулам сводим в таблицу 2.1.

Таблица 2.1 Удельные и единичные нагрузки на провода

	1	2	3	4	5	6	7
Р, Н/м	11,6	7,2	18,8	15,6	8,5	19,4	20,6
107 , Н/м3	0,0338	0,0210	0,0548	0,0455	0,0248	0,0566	0,0601

2.2 Расчет уравнения состояния провода

Для определения зависимости напряжений, возникающих в проводе, от нагрузки и температуры составляется уравнение состояния провода. С помощью этого уравнения можно найти напряжения в проводе в любых требуемых условиях на основании известных напряжений, нагрузок и температур в начальном состоянии.

Выбор допускаемого напряжения провода производится на основе расчета критических пролетов.

Исходные данные для определения величины критических пролетов

Режим	Без ветра и гололеда	С гололедом и ветром
Р, Н/м	11,6	20,6
107 ,Н/м3	0,0338	0,0601

L = 200м ; tэ = 8 С ; t_ = - 28 С; t+ = 41 С ; = 19,2 10-6 град -1 ; Е = 8,25 104 Н/мм2 1

Допустимое напряжение в материале провода устанавливается ПУЭ с учетом коэффициента запаса в процентах от предела прочности при растяжении р. Эти значения различны для режимов наибольшей нагрузки, наименьшей температуры и среднегодовой температуры 1. Для сталеалюминевых проводов в режимах максимальной нагрузки и наименьшей температуры они равны 45%р, а в режиме среднегодовых температур - 30%р (см.табл.9, пр. А)

Предел прочности по растяжению р может быть найден по выражению

р = R / F, (2.14)

Допустимые напряжения составляют :

- = 0,45 р = 0,45 * 290= 130,5 Н/мм2

7 = 0,45 р = 0,45 * 290= 130,5 Н/мм2

э = 0,3 р = 0,3 * 290= 87 Н/мм2

Рассчитаем критические пролеты:

Т.к. lк1 > lк2 > lк3 (229.07 > 206.64 > 189.42м ) и l< lк1 (200 < 229.07), то уравнение состояния имеет вид

Расчет проводится для режимов :

1) Максимальных температур (t+, = 1).

2) Минимальных температур (t-, = 1).

3) Среднегодовых температур (tэ, = 1).

4) Гололеда (tг, = 3).

5) Режима максимальных нагрузок (tг, = 7).

Для примера произведем расчет уравнения состояния провода для режима максимальных температур, т.е. подставим t = t+ ; = 1 :

В общем случае уравнение состояния можно представить в виде кубического уравнения

2( + А) = В,

где А и В - коэффициенты кубического уравнения

Решение кубичного уравнения. Решение Кардано.

3 + а2 + b + c = 0

a = A b = 0 c = -B

Подстановкой = y - а/3 = у - А/3 уравнение приводится к неполному виду

y3 + py + q = 0,

p = - а2 / 3 + b = - А2/3 q = 2 ( a / 3 )3 - ab / 3 + c = 2( А/3)3 - В

Корень у1, неполного кубичного уравнения равен :

у = C + D

F = ( p / 3 )3 + ( q / 2 )2

p = - А2/3 = - (-13,1)2 / 3 = - 57,2

q = 2( А/3)3 - В = 2(-13,1 / 3)3 - 137500= - 137667

F = ( p / 3 )3 + ( q / 2 )2 = (- 57,2 /3)3 + (-137667/3)2 = 4738048412

= 51.6

= 0.8

у = C + D = 51.6+0.8 = 52.4

+ = у - А/3 = 52.4 - ( -13.1 / 3 ) = 56,8 Н/мм2 87 Н/мм2 , следовательно провод выдержит напряжение.

Аналогично определяют напряжения в других режимах, в результате

_ = 128.5 Н/мм2 130.5 Н/мм2

э = 67,2 Н/мм2 87 Н/мм2

г = 59,1 Н/мм2 130.5 Н/мм2

7 = 101.2 Н/мм2 130.5 Н/мм2

Во всех режимах напряжения в материале провода в пределах нормы.

Определение стрелы провеса провода

Одной из величин, определяющих высоту опор, является стрела провеса, поэтому определяем наибольшую и наименьшую стрелу провеса провода, а также строим кривые провисания провода в заданном пролете.

Исходные данные :

Температура гололеда tг = -5C .

Напряжение в материале провода в режиме гололеда 3 =Г = 59,1 Н/мм2.

Модуль упругости материала Е = 8,25 104 Н/мм2 .

Температурный коэффициент линейного расширения материала провода

= 19,2 10-6 град -1.

Удельная механическая нагрузка, обусловленная весом провода

1 = 0,0338 Н/м мм2.

Удельная механическая нагрузка, обусловленная весом гололеда

3= 0,0548 Н/ мм2.

Максимальная температура t+. = 41С

Напряжение в материале в режиме минимальной температуры _ = 128.5 Н/мм2

Напряжение в материале в режиме максимальной температуры + =56,8 Н/мм2

Длина пролета L = 200 м._

Определяем критическую температуру tк

tК = tг + г (1 - 1 / 3 ) / Е (2.17)

Сравниваем критическую температуру tк с максимальной температурой :

Так как tК = 10С 41С, то наибольшая стрела провеса fнб будет при максимальных температурах.

Рассчитываем fнб и fнм .

fнб = f3 = 1 L 2 / 8 + = 0,0338 2002 /( 8 56,8) = 3м

fнм = 1 L 2 / 8 _ = 0,0338 2002 /( 8 128.5) = 1,3м

4. Кривые провисания строятся по формуле вида

y = x2/ 2 (2.18)

и сводятся в таблицу 2.2. Ось Х = L/ 2 делится на равные отрезки



Таблица 2.2

Режимы	Х, м
	0	10	20	30	40	50	60	70	80	90	100
y fнб (t+ , 1, +),м	0	0,03	0,12	0,27	0,48	0,74	1,07	1,46	1,90	2,41	2,98
y fнм (t_ , 1, _),м	0	0,01	0,05	0,12	0,21	0,33	0,47	0,64	0,84	1,07	1,32

По данным таблицы строим кривые провисания провода (см.рис.2.1)

Рисунок 2.1 Кривые провисания провода

2.4 Расчет и выбор изоляторов

Выбор типа и материала изоляторов производится на основании требований ПУЭ с учетом климатических условий и условий загрязнения [1, п.2.5.98 ].

На ВЛ 35- 220кВ рекомендуется применять стеклянные или полимерные изоляторы. Выбор количества изоляторов в гирляндах производится в соответствии с [1,гл.1.9].

Изоляторы и арматура выбираются по нагрузкам в нормальных и аварийных режимах ВЛ с учетом климатических условий. Расчетные усилия в изоляторах и арматуре не должны превышать значений разрушающих нагрузок (механической или электромеханической), установленных техническими условиями, деленных на коэффициент надежности по материалу М.

Определяем минимально допустимую высоту расположения нижней траверсы опоры. Воздушная линия расположена в населенной местности, опоры металлические.

Исходные данные :

Длина пролета L = 200м

Единичная нагрузка от веса провода Р1 = 11.6 Н.

Единичная максимальная нагрузка Р7 = 20.6 Н.

Наибольшая стрела провеса fнб = 3 м.

5. Габарит линии hГ = 7м (для населенной местности) [пр.А, табл. 12].

Выбираем тип и число изоляторов в соответствии с условиями окружающей среды. В соответствии с [Приложение А, табл. 10 ] выбираем изоляторы типа ПС- 70Д , n = 8. Определяем из [Приложение А, табл. 11] строительную высоту изолятора из = 146мм, разрушающую нагрузку Рразр =70000 Н и массу изолятора mиз =3,56кг.

Определяем длину гирлянды изоляторов

г = n из = 8 146 10-3 = 1,17м

Определяем вес гирлянды

Gг = n mиз g = 8 3,56 9,8 = 279Н

Определяем весовой пролет

Lвес = 1,25 L = 1,25 200= 250м

Определяем нагрузку, действующую на гирлянду изоляторов. Нагрузка состоит из веса гирлянды и веса провода. Расчет производим для двух режимов ( без ветра и гололеда Р1 и с ветром и гололедом Р7) и выбираем максимальную нагрузку.

Р1расч = К 1 (Р1 Lвес + Gг) = 5 (11.6 250 + 279) = 15895 Н

Р7расч = К 7 (Р7 Lвес + Gг) = 2,5(20.6 250 + 279) = 13572.5 Н

Определяем коэффициент надежности по материалу для режима с наибольшей расчетной нагрузкой, полученное значение сравниваем с нормативным М = 1,8 [ 1 ].

= Рразр / Ррасч = 70000 / 15895 = 4,4 1,8

Минимально допустимое расположение траверсы опоры определится

hТР = hГ + fнб + г = 7 + 3 + 1,17 = 11,17 м

По [табл.7, пр. А,] выбираем унифицированную стальную опору повышенного типа с hТР =19 м.

2.5 Расчет тяжения провода и стрелы провеса в аварийном режиме

При обрыве провода во втором пролете после анкерной опоры провод провисает, и стрела провеса может значительно увеличиться. Поскольку на гирлянду действует тяжение провода только с одной стороны, то гирлянда отклоняется на величину l .

Определяем стрелу провеса провода при обрыве во втором пролете после анкерной опоры. Во время обрыва линия работала в режиме максимальных температур.

Исходные данные :

- расчетное сечение провода F = 342,8 мм2 ;

максимальная температура t = + 41C ;

напряжение + = 56,8 Н/ мм2;

единичная нагрузка Ро =Р1 = 11,6 Н/м;

модуль упругости Е = 8,25 104 Н/мм2;

длина пролета L = 200м;

длина гирлянды изоляторов г =1,17 м;

вес гирлянды Gг = 279Н.

Определяем тяжение провода в исходном режиме То, Н

То = + F = 56,8 342,8 = 19471 Н

Для определения тяжения провода в аварийном режиме составим два уравнения

Результаты расчетов сводим в таблицу

Т,Н	19471	17471	15471	13471	11471	9471	7471	5471
l,м	0	0,06	0,12	0,18	0,28	0,47	0,8	1,5
i ,м	1,167	1,1668	1,1657	1,1646	1,1626	1,1591	1,1529	1,1383

4. По полученным данным строим графики l = ( Т) и i = ( Т) и определяем точку пересечения (рис.2.2).

Рисунок 2.2 Графический метод определения редуцированного тяжения провода при обрыве во втором пролете после анкерного

Кривые пересекаются в точке l = i = 1,16 м и Т= 6300 Н

5. Определяем новую длину пролета

L' = L - l = 200 - 1,16 = 198,8 м

6.Стрела провеса провода в аварийном режиме определится

fав = P( L' )2 / 8 Т (2.21)

fав = P( L' )2 / 8 Т = 11,6( 198,8 )2 / 8 6300 = 9,09 м

В нормальном режиме стрела провеса провода имела значение f = 3 м

7. Определяем габарит линии в аварийном режиме

hг = h - г - f ав h норм

hг = h - г - f ав = 19 - 1,17 - 9,09 = 8,7 м , что больше нормы 7м.

2.6 Расчет шаблона для расстановки опор на местности

При расстановке опор по профилю должны быть учтены два основных условия:

расстояния от проводов до земли и пересекаемых сооружений должны быть не менее требуемых ПУЭ;

нагрузка, воспринимаемая опорами, не должна превышать значений, принятых в расчетах опор соответствующих типов.

Обычно в условиях неровного профиля расстановка опор производится с помощью шаблона.

Шаблон представляет собой 2 или 3 кривые (параболы), соответствующие кривой максимального провисания провода и расположенные друг над другом с определенным интервалом.

Кривая максимального провисания провода строится по формуле

1 х2

Y = --------- (2.22)

2 + ,

где - удельная механическая нагрузка на провод, Н/м мм2;

х - расстояние от точки подвеса до расчетной точки, м ;

+ - напряжение в проводе в режиме максимальных температур, Н/ мм2. + = 56,8 Н/ мм2

1 = 0,0338 Н/м мм2

Расчеты по формуле сводим в таблицу 2.3

Таблица 2.3

x,м	20	40	60	80	100
y,м	0,12	0,48	1,07	1,9	2,9

По данным таблицы 2.3 строим кривые шаблона (рис.2.4), учитывая смещение:

hг = hтр - г - fнб = 19 - 1,17 - 3 = 14,8 м

ho = hтр - г = 19 - 1,17 = 17,8м

1. Кривая провисания провода

2. Габаритная кривая

3. Земляная кривая

Рисунок 2.4 Шаблоны для расстановки опор

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.

С помощью шаблона уточняем величину габаритного пролета. В данном случае земляная кривая пересекает ось Х в точках (-100;100), следовательно, длина пролета 200м.

Размещено на Allbest.ru

...