Размещено на http://www.allbest.ru/

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ВОСТОЧНО-СИБИРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ТЕХНОЛОГИЙ И УПРАВЛЕНИЯ»

Курсовой проект

по дисциплине “Электроэнергетические системы и сети”

Выполнил:Дамбаев А.А.

Проверил Баташев А.И.

Улан-Удэ-2016

1.Задание на курсовой проект

Линия	L, Км
ИП - Узел4	19,46998
Узел 4 - Узел 1	5,4
Узел 1 - Узел 3	15,27351
Узел 3 - Узел 5	13,5
Узел 5 - Узел 2	8,53815
Узел 2 - ИП	38,65812
Узел 1 - Узел 2	23,06881

Табл.1.1

Данные об активных нагрузках проектируемой сети

	Узел нагрузки
№ варианта	1	2	3	4	5	6
	Максимальные активные мощности узлов нагрузки Pмах, MBт
4	18	20	32	24	16	21
	Минимальная активная мощность в % от максимальной
0-9	25	30	35	35	45	55
	Средняя активная мощность в % от максимальной
0-9	45	50	60	55	50	65

Табл.1.2

Данные о реактивных нагрузках проектируемой сети

	Максимальные реактивные мощности узлов нагрузки Qмах,Mвар
4	8,21	8,29	16,86	14,40	8,68	9,15

Табл.1.3

Дополнительные данные о районе расположения проектируемой сети

N варианта	Tмах, час	Район по гололеду	М, км	Км	Рмин в % от Рмах	Р средние в % от Рмах
4	5500	5	6	0,8	27	48

2. Содержание курсового проекта

1 Анализ современных нормативных требований по надежности, экономичности и обеспечения качества электрической энергии.

2 Постановка задачи, формирование структуры проекта и вариантов его реализации

3 Выбор и обоснование вариантов развития схем электрической сети и подстанций.

4 Компенсация реактивной мощности на шинах 10 кВ.

5 Выбор мощности и количества трансформаторов.

6 Схемы замещения и предварительный расчет режима.

7 Выбор сечения проводников воздушных линий.

8 Проверка выбранного сечения провода в послеаварийных режимах.

9 Регулирование напряжения для режима максимальных, минимальных нагрузок и послеаварийных режимов.

10 Компенсация реактивной мощности в сетях высокого напряжения.

11 Потери активной мощности и электрической энергии за год.

12 Технико-экономическое сравнение.

13 Ущерб от перерыва в электроснабжении.

14 Оформление и защита проекта.

Рис.2.1 Рассматриваемая схема расположения ИП и потребителей

3. Требования к проектам по надежности, экономичности и обеспечения качества электрической энергии

сеть электрический трансформатор подстанция

Табл.3.1

Длины участков ВЛ

Линия	L, Км
ИП - Узел4	19,46998
Узел 4 - Узел 1	5,4
Узел 1 - Узел 3	15,27351
Узел 3 - Узел 5	13,5
Узел 5 - Узел 2	8,53815
Узел 2 - ИП	38,65812

Табл.3.2

Исходная информация об узлах нагрузки

ВН ТП 4	24	14,4
ВН ТП 1	18	8,2
ВН ТП 3	32	16,9
ВН ТП 5	16	8,7
ВН ТП 2	20	8,3

Табл.3.3

Исходная информация о ветвях сети и результаты расчета мощностей на участках сети

Tип	N_нач	N_кон	Название	R	X	P_нач
ЛЭП	111	4	Источник питания - ВН ТП 4	0	7,79	-67
ЛЭП	4	1	ВН ТП 4 - ВН ТП 1	0	2,16	-43
ЛЭП	1	3	ВН ТП 1 - ВН ТП 3	0	6,11	-25
ЛЭП	3	5	ВН ТП 3 - ВН ТП 5	0	5,4	7
ЛЭП	5	2	ВН ТП 5 - ВН ТП 2	0	3,4	23
ЛЭП	2	111	ВН ТП 2 - Источник питания	0	15,46	43

Табл.3.4

В данном случае предварительно выбирается напряжение 110 кВ.

СХЕМА 2

Длины участков ВЛ

Линия	L, Км
ИП - Узел4	19,46998
Узел 4 - Узел 1	5,4
Узел 1 - Узел 3	15,27351
Узел 3 - Узел 5	13,5
Узел 5 - Узел 2	8,53815
Узел 2 - ИП	38,65812
Узел 1 - Узел 2	23,06881

Исходная информация об узлах нагрузки

ВН ТП 4	24	14,4
ВН ТП 1	18	8,2
ВН ТП 3	32	16,9
ВН ТП 5	16	8,7
ВН ТП 2	20	8,3

Табл.3.3

Исходная информация о ветвях сети и результаты расчета мощностей на участках сети

Tип	N_нач	N_кон	Название	R	X	P_нач
ЛЭП	111	4	Источник питания - ВН ТП 4	0	7,79	-67
ЛЭП	4	1	ВН ТП 4 - ВН ТП 1	0	2,16	-43
ЛЭП	1	3	ВН ТП 1 - ВН ТП 3	0	6,11	-25
ЛЭП	3	5	ВН ТП 3 - ВН ТП 5	0	5,4	7
ЛЭП	5	2	ВН ТП 5 - ВН ТП 2	0	3,4	23
ЛЭП	2	111	ВН ТП 2 - Источник питания	0	15,46	43
ЛЭП	1	2	ВН ТП 1 - ВН ТП 2	0	9,23	-2

3.2 Требования к выбору схемы ОРУ подстанции

5Н Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий.

Основные условия применения:

а) Проходная подстанция с двухсторонним питанием.

б) В нормальном режиме разъединители в ремонтной перемычке отключены, остальные разъединители, а также выключатели в схеме включены.

Табл.3.4

В данном случае предварительно выбирается напряжение 110 кВ

Критерии надежности:При отказе нормально включенного «среднего» выключателя возможно полное погашение распределительного устройства. При этом теряется транзит мощности через сторону высшего напряжения подстанции. При заданной в п. 7, а схеме присоединения подстанций к энергосистеме (двухстороннее питание) потеря транзита не приводит к ограничению электроснабжения потребителей на смежных подстанциях. Транзит мощности будет потерян и при отказе выключателя в цепи линии. Транзит мощности прерывается и при отказе силового (авто)трансформатора. Однако этот перерыв непродолжительный и определяется временем оперативных переключений в схеме. Кроме того, частота отказов (авто)трансформаторов рассматриваемого класса	напряжения сравнительно невелика (параметр потока отказов равен 0,005 - 0,02 1/год). Поэтому данное событие принимается во внимание при выборе схем лишь при наличии достаточных технико-экономических обоснований с учетом фактора надежности. б) Установка второго последовательно включенного выключателя или переход к схеме четырехугольника для исключения погашения распределительного устройства (п. а) нецелесообразна с технико-экономических позиций с учетом фактора надежности. в) К одной линии с двусторонним питанием рекомендуется подключать не более трех-четырех проходных подстанций, в том числе по условиям надежной работы релейной защиты в части селективности. г) При прочих равных условиях в рассматриваемой схеме, в
Рис.3.4. Схема 5Н

отличие от схемы мостика с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов, коммутация линий выполняется одним выключателем. Это благоприятно сказывается на надежности распределительного устройства, поскольку коммутация линий электропередачи в нормальных, ремонтных и аварийных режимах осуществляется значительно чаще, чем (авто)трансформаторов.

д) С учетом пп. а-г является лучшей схемой с позиций надежности и экономичности для проходных подстанций при использовании современных элегазовых выключателей с пружинными приводами для подстанций 35-220 кВ.



Схемы ОРУ подстанций

Номер узла	Тип подстанции	Наименование схемы	Номер схемы ОРУ
Схема 1
ТП-1, ТП-2, ТП-3, ТП-4, ТП-5,	Проходные	Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий	5Н
Схема 2
ТП-1, ТП-2, ТП-3, ТП-4, ТП-5	Проходные	5Н Мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий	5Н

Далее студенты должны оформить “нормальную” схему предлагаемых вариантов, где указано положение коммутационных аппаратов.

4.Компенсация реактивной мощности на шинах 10 кВ

В соответствии с [9] установлены предельные значения коэффициента реактивной мощности, потребляемой в часы наибольших суточных нагрузок электрической сети, для потребителей, присоединенных к сетям напряжением ниже 220кВ.

Таблица 4.1

ПРЕДЕЛЬНЫЕ ЗНАЧЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

Положение точки присоединения потребителя к электрической сети	tg ц нормативный
напряжением 110 кВ (154 кВ)	0,5
напряжением 35 кВ (60 кВ)	0,4
напряжением 6 - 20 кВ	0,4
напряжением 0,4 кВ	0,35

По этим значениям определяется необходимая величина реактивной мощности, потребляемая из энергосистемы Qэi.

Qэi=Pmax* tg ц норм,

где Qэi- реактивная мощность, передаваемая из энергосистемы потребителю;

Pmax- значение активной мощности потребителя в часы максимума нагрузки.

В курсовом проекте нагрузка находится на стороне 10 кВ. Поэтому значение tg ц норм принимаем равным 0,4.

Значение требуемой мощности конденсаторной батареи определяем по выражению:

Qкб_расч=Pmax*( tg ц потр- tg ц норм),

Где tg ц потр- коэффициент реактивной мощности нагрузки.

tg ц потр= Pmax /Qmax,

где Qmax - значение реактивной мощности потребителя в часы максимума нагрузки.

Пример 4.1.

Pmax=17 Мвт, Qmax=7,75 Мвар

tg ц потр = Qmax /Pmax =7,75/17 =0,46

Требуется компенсация реактивной мощности.

Qкб_расч=Pmax*( tg ц потр- tg ц норм)= 17*(0,46-0,4)= 0,95 Мвар,

По значению Qкб_расч из таблицы 4.2 выбираем мощности КБ.

Поскольку Pmax дается в целом по подстанции, а на подстанции 2 секции шин, то найденную мощность следует разделить равными долями по секциям.

Таблица 4.2.

АУКРМ с одной постоянной ступенью и одной ступенью регулирования

Наименование	Номинальное напряжение, кВ	Номинальная мощность установки, кВАр	Мощность минимальной ступени, квар	Проводимость, мксм
АУКРМ-6,3(10,5)-300-150-11УХЛ4	6,3(10,5)-	300	150	2721,088
АУКРМ-6,3(10,5)-450-150-11УХЛ4	6,3(10,5)	450	150	4081,633
АУКРМ-6,3(10,5)-600-300-11УХЛ4	6,3(10,5)	600	300	5442,177
АУКРМ-6,3(10,5)-900-450-11УХЛ4	6,3(10,5)	900	450	8163,265
АУКРМ-6,3(10,5)-1250-450-11УХЛ4	6,3(10,5)	1250	450	11337,87
АУКРМ-6,3(10,5)-1800-450-11УХЛ4	6,3(10,5)	1800	450	16326,53

На данном этапе следует выбрать КБ с одной постоянной и одной регулируемой ступенью.

Выбираем 2 конденсаторные батареи АУКРМ-6,3(10,5)-600-300-11УХЛ4 мощностью 600 квар каждая.

Результаты расчета по остальным ТП приведены в таблице (Файл Фамилия.xls , вкладка КРМ и выбор Sт).

Табл. 4.3.

Выбор мощности конденсаторных батарей

Узел	1	2	3	4	5	6
Pмах,MBт	17	11	14	28	25	30
Qмах,Mвар	7,75	4,56	7,37	16,80	13,56	13,08
tg ц	0,46	0,41	0,53	0,60	0,54	0,44
Qэ, Мвар	6,8	4,4	5,6	11,2	10	12
Qку расч, Мвар	0,95	0,16	1,77	5,60	3,56	1,08
Qку выбр, Мвар	1,2	0,3	1,8	6,25	3,6	1,2
tg ц улучш	0,39	0,39	0,40	0,38	0,40	0,40

5.Выбор мощности и количества трансформаторов на подстанции

В практике проектирования на подстанциях всех категорий предусматривается, как правило, установка двух трансформаторов [1-4,10].

Применение одно трансформаторных подстанций допускается:

· в качестве первого этапа сооружения двух трансформаторной подстанции при постепенном росте нагрузок. При этом на период работы одного трансформатора должно быть обеспечено резервирование электроснабжения потребителей по сетям вторичного напряжения;

Мощность трансформаторов выбирается по нагрузке пятого года эксплуатации подстанции, считая с года ввода первого трансформатора.

При отсутствии подробной информации о графиках нагрузки допускается упрощенный выбор трансформаторов, в котором при отсутствии резервирования по сетям вторичного напряжения мощность каждого из двух установленных трансформаторов выбирается по двум условиям:

по загрузке в нормальном режиме:

, (5.1)

по перегрузке в послеаварийном режиме:

, (5.2)

где SТном- номинальная мощность трансформаторов; Sмах -- максимальная нагрузка подстанции в нормальном режиме; Кпер -- допустимый коэффициент перегрузки трансформаторов в аварийных режимах по ГОСТ 14209-97 [11].

Согласно ему при нагрузке, превышающей номинальную, рекомендуется не превышать предельные значения, приведенные ниже в таблице, а также учитывать рекомендации п. 1.5-1.7 ГОСТ 14209-97[11].

Таблица 5.1

Предельные значения тока для режима нагрузки, превышающей номинальную

Тип нагрузки	Трансформаторы
	Распределительные	Средней мощности	Большой мощности
Режим систематических нагрузок
Ток, о.е.	1,5	1,5	1,3
Режим продолжительных аварийных перегрузок
Ток, о.е.	1,8	1,5	1,3
Режим кратковременных аварийных перегрузок
Ток, о.е.	2	1,8	1,5

В соответствии с п. 1.3.1-1.3.3 [11] трансформаторы подразделяются на:

1. Распределительный трансформатор - трехфазный трансформатор номинальной мощностью не более 2500 кВ?А и без переключения ответвлений обмоток под нагрузкой.

2. Трансформатор средней мощности - трехфазный трансформатор номинальной мощностью не более 100 МВ?А.

3. Трансформатор большой мощности - трансформатор мощностью более100 МВ?А.

По найденным значениям в формулах 5.1 и 5.2 выбираем из таблицы 5.2. ближайшую большую мощность трансформатора.

Таблица 5.3

Результаты выбора мощности трансформаторов.

ТП	1	2	3	4	5	6
Sмах, МВ*А	18,2	11,8	15,1	29,9	26,9	32,3
Sтном , МВ*А (5.1)	9,1	5,9	7,5	15,0	13,5	16,1
Sтном, МВ*А (5.2)	13,0	8,4	10,8	21,4	19,2	23,0
Sном, МВ*А	16,0	10,0	16,0	25,0	25,0	25,0

(Файл Фамилия.xls , вкладка КРМ и выбор Sт).

Таблица 5.4

Параметры трехфазных двухобмоточных трансформаторов 110 кВ (Таблица 43.15. [4])

Тип	Sном, МВ*А	Uном ВН,кВ	Uном НН,кВ	Rт,Ом	Xт,Ом	?Рxх, кВт	?Qxх, квар	Gт, мксм	Bтт, мксм
ТМН	2,5	110	11	42,6	508	5,5	37,5	0,45	3,10
ТМН	6,3	115	11	16	220	10	50,4	0,87	3,81
ТДН	10	115	11	7,9	139	14	70	1,06	5,29
ТДН	16	115	11	4,4	86,8	18	112	1,44	8,47
ТРДН	25	115	10,5-10,5	2,54	55,5	25	175	2,04	13,23
ТРДН	40	115	10,5-10,5	1,4	34,7	36	260	2,722	19,66

Пример 5.1 Выбор мощности трансформатора.

Далее приводим параметры выбранного трансформатора.

Параметры выбранного трансформатора110 кВ. [4])

Тип	Sном, МВ*А	Uном ВН,кВ	Uном НН,кВ	Rт,Ом	Xт,Ом	?Рxх, кВт	?Qxх, квар	Gт, мксм	Bтт, мксм
ТДН	10	115	11	7,9	139	14	70	1,06	5,29

(Файл Фамилия.xls , вкладка КРМ и выбор Sт).

6.Схемы замещения и предварительный расчет режима

Следующим этапом выполнения курсового проекта является выбор сечения проводов. Для этого необходимо определить токи в линиях для нормального режима.

6.1.Схемы замещения и параметры воздушных линий, трансформаторов конденсаторных батарей для выбора сечений ВЛ

Воздушная линия на данном этапе будет представлена только индуктивным сопротивлением.

Двух обмоточные трансформаторы в данном случае следует представить Г-образной

	схемой замещения, где ветвь намагничивания включена со стороны выводов обмотки ВН (рис. 6.1.1.а). Такое представление является более точным, по сравнению с постоянными значениями потерь холостого хода трансформаторов и пригодиться в дальнейшем.
Рис.6.1. Схемы замещения двух обмоточного трансформатора.

Параметры схемы замещения трансформатора представлены ниже.

Табл.6.1

Параметры трехфазных двухобмоточных трансформаторов 110 кВ (.[4])

Тип	Sном, МВ*А	Uном ВН,кВ	Uном НН,кВ	Rт,Ом	Xт,Ом	?Рxх, кВт	?Qxх, квар	Gт, мксм	Bтт, мксм
ТМН	2,5	110	11	42,6	508	5,5	37,5	0,45	3,10
ТМН	6,3	115	11	16	220	10	50,4	0,87	3,81
ТДН	10	115	11	7,9	139	14	70	1,06	5,29
ТДН	16	115	11	4,4	86,8	18	112	1,44	8,47
ТРДН	25	115	10,5-10,5	2,54	55,5	25	175	2,04	13,23
ТРДН	40	115	10,5-10,5	1,4	34,7	36	260	2,722	19,66

Конденсаторные батареи будут представлены шунтами проводимости Вш, значения которых определяются по выражению:

Вш = -Qкб/Uном2*106;

где Вш- проводимость, моделирующая КБ, мксм;

Qкб - мощность КБ, Мвар;

Uном - номинальное напряжение КБ, кВ.

Табл.6.2

Параметры конденсаторных батарей

Узел	1	2	3	4	5	6
Qку выбр, Мвар	1,2	0,3	1,8	6,25	3,6	1,2
Вш, мксм	-10884	-2721	-16327	-56689	-32653	-10884

6.2 Схема замещения сети

Расчет режима будет выполняться по программе RASTRWIN. Предполагается, что студенты уже знакомы с данной программой.

Студентам предлагается следующая нумерация узлов сети:

1. Узлы источников питания нумеровать трехзначными цифрами, например 111 или 222.

2. Сторону ВН трансформаторов обозначать одной цифрой, например 1, 2 и т.д.

3. Сторону НН аналогичного трансформатора обозначать двойной цифрой, соответствующей стороне ВН, например 11, 22 и т.д.

4. Секции шин НН трансформаторов 110/10 работают раздельно. С целью упрощения данные секции моделируются одним узлом.

5. 1 и 2 секции шин источников питания также моделируются одним узлом.

6. За коэффициент трансформации принимается отношение номинальных напряжения обмоток НН и ВН.

7. Следует учесть также реактивную мощность, генерируемую линией.

Рассмотрим вариант 1, схема сети которого представлена ниже.

Рис.6.2 Схема варианта 1 предлагаемой электрической сети.

Параметры ВЛ определялись по выражениям:

Реактивное сопротивление линии:

,

где - удельное реактивное сопротивление линии,

L -длина линии, км

Емкостная проводимость линии:

,

где удельная емкостная проводимость линии.

Поскольку на данном этапе проектирования не известно сечение вновь вводимых линий, то учитывая, что для воздушных линий индуктивное сопротивление изменяется в небольших пределах для разных сечений, в качестве исходных данных для воздушных линий будем принимать Х0=0,4 Ом/км, В0=2,57 мксм/км и длину линии.

Результаты расчета параметров ВЛ представлены в табл.

Табл. Параметры воздушных линий

Линия	ИП1_1	ИП1_4	1_2	4_222	2_ИП2	ИП1_6	6_3	3_5	ИП1_5
Длина, км	18,00	54,00	68,45	72,70	40,25	36,00	28,46	40,25	12,73
Х,Ом	7,20	21,60	27,38	29,08	16,10	14,40	11,38	16,10	5,09
В, мксм	-46,26	-138,78	-175,92	-186,84	-103,44	-92,52	-73,14	-103,44	-32,71

6.3 Предварительный расчет режима для выбора и проверки сечения проводов

Исходные данные расчета режима для выбора сечения провода, а также результаты приведены ниже (файл Фамилия выбор_сечения вар 1.rg2.)

Табл.6.3.1

Исходные данные по узлам нагрузки и результаты расчета

Табл.6.3.2

Исходные данные по ветвям сети и результаты расчета

7.Выбор сечения проводников воздушных линий

7.1.Рекомендации по выбору марки провода.

На ВЛ 35 кВ и выше рекомендуется применять сталеалюминиевые провода. Использование алюминиевых проводов и проводов из алюминиевого сплава обосновывается расчетами [12].

Рекомендации по выбору марки провода для различных условий приведены ниже.

Табл.7.1

Рекомендуемая область применения проводов различных марок

Область применения	Марка провода	Номинальное сечение, мм2	Отношение сечения алюминиевой части провода к сечению стального сердечника.
Районы с толщиной стенки гололеда до 20 мм	АС, АЖ	До 185 240 и более	6-6,25 7,71-8,04
Районы с толщиной стенки гололеда до 20 мм	АС	До 95 120-400 500 и более	6, 4,29-4,39, 7,71-8,04
На побережье морей, соленых озер, в районах засоленных песков, в промышленных районах, где сталеалюминиевые провода разрушаются от коррозии	АСК, АСКС, АСКП	120-300	6,11-6,25
Сети сельскохозяйственного назначения напряжением до 110 кВ	А, Ж	50-240 50-185	- -

Таблица 7.2

Нормативная толщина стенки гололеда bэ для высоты 10 м над поверхностью земли

Район по гололеду	Нормативная толщина стенки гололеда bэ, мм
I	10
II	15
III	20
IV	25
V	30
VI	35
VII	40
Особый	Выше 40

Для II района по гололеду толщина стенки равна 15 мм. Считая, что ВЛ находится не в агрессивной среде, для сечения до 180 мм2 мм выбираем провод АС, а для больших сечений- провод АЖ.

При проектировании ВЛ напряжением до500 кВ включительно [4] выбор сечения проводов производится по нормированным обобщенным показателям. К такому показателю относится и нормированное значение плотности тока.

Прежде чем перейдем к выбору сечения по данному показателю, рассмотрим наименьшие допустимые значения по условиям механической прочности и коронирования.

7.2 Минимально допустимые сечения проводов по условиям механической прочности

Минимально допустимые сечения проводов приведены в табл.7.3.[12]

Таблица 7.3 Минимально допустимые сечения проводов по условиям механической прочности

Характеристика ВЛ	алюминиевых и из нетермообработанного алюминиевого сплава	из термообработанного алюминиевого сплава	сталеалюминиевых
ВЛ без пересечений в районах по гололеду
до II	70	50	35/6,2
в III - IV	95	50	50/8
в V и более	-	-	70/11
Пересечения ВЛ с судоходными реками и инженерными сооружениями в районах по гололеду:
до II	70	50	50/8
в III - IV	95	70	50/8
в V и более	-	-	70/11
ВЛ, сооружаемые на двухцепных или многоцепных опорах:
до 20 кВ	-	-	70/11
35 кВ и выше	-	-	120/19

Примечания: 1. В пролетах пересечений с автомобильными дорогами, троллейбусными и трамвайными линиями, железными дорогами необщего пользования допускается применение проводов таких же сечений, как на ВЛ без пересечений.

2. В районах, где требуется применение проводов с антикоррозионной защитой, минимально допустимые сечения проводов принимаются такими же, как и сечения соответствующих марок без антикоррозионной защиты.

Считая, что ВЛ без пересечений для II района по гололеду для одноцепных опор минимальное сечение равно 35/6,2, а для двухцепных опор -120/19.

7.3 Минимальный диаметр проводов ВЛ по условиям короны и радиопомех

По условиям короны и радиопомех при отметках до 1000 м над уровнем моря рекомендуется применять на ВЛ провода диаметром не менее указанных в табл.7.4.[12]

При отметках более 1000 м над уровнем моря для ВЛ 500 кВ и выше рекомендуется рассматривать целесообразность изменения конструкции средней фазы по сравнению с крайними фазами.

Таблица 7.4

Минимальный диаметр проводов ВЛ по условиям короны и радиопомех, мм

Напряжение ВЛ, кВ	Фаза с проводами
	одиночными	два и более
110	11,4 (АС 70/11)	-
150	15,2 (АС 120/19)	-
220	21,6 (АС 240/32) 24,0 (АС 300/39)	-
330	33,2 (АС 600/72)	2Ч21,6 (2ЧАС 240/32) 3Ч15,2 (3ЧАС 120/19) 3Ч17,1 (3ЧАС 150/24)
500	-	2Ч36,2 (2ЧАС 700/86) 3Ч24,0 (3ЧАС 300/39) 4Ч18,8 (4ЧАС 185/29)
750	-	4Ч29,1 (4ЧАС 400/93) 51Ч21,6 (5ЧАС 240/32)

Поскольку линия напряжением 110 кВ, то минимальное сечение равно АС 70/11.-

Таблица 7.5

Минимальный сечение проводов ВЛ по механической прочности и по условиям короны и радиопомех, мм2 [12].

Название	Марка провода	Опоры		Минимальное сечение
ИП1 - ВН ТП1	АС	двухцепные		120/19
ИП1 - ВН ТП4	АС	двухцепные		120/19
ВН ТП1 - ВН ТП2	АС	двухцепные		120/19
ИП2 - ВН ТП2	АС	двухцепные		120/19
ИП1 - ВН ТП6	АС	Одноцепные		70/11
ВН ТП6 - ВН ТП3	АС	Одноцепные		70/11
ВН ТП3 - ВН ТП5	АС	Одноцепные		70/11
ИП1 - ВН ТП5	АС	Одноцепные		70/11
ВН ТП4 - ИП2	АС	двухцепные		120/19

7.4 Выбор сечения провода по нормируемой плотности тока

Сечение проводников воздушных линий по нормируемой плотности тока принимается в зависимости от расчетного тока Iр и нормируемой плотности тока [4,7,12].

При определении расчетного тока не следует учитывать увеличения тока при авариях или ремонтах в каких-либо элементах сети.

Значение Iр определяется по выражению:

Iр = I5*бi*бT,

где I5 -- ток линии на пятом году ее эксплуатации; бi -- коэффициент, учитывающий изменение тока по годам эксплуатации;

бТ -- коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии Тмах и ее значение в максимуме электроэнергетической системы (определяется коэффициентом Км).

Для ВЛ 110--220 кВ принимается бi = 1,05, что соответствует математическому ожиданию указанного значения в зоне наиболее часто встречающихся темпов роста нагрузки.

Значение Км принимается равным отношению нагрузки линии в час максимума нагрузки энергосистемы к собственному максимуму нагрузки линии. Усредненные значения коэффициента бТ принимаются по данным таблицы 3.13. [4]:

Таблица 7.6

Усредненные значения коэффициента бТ для ВЛ 35--750 кВ.

Напряжение ВЛ, кВ	Коэффициент участия в максимуме энергосистемы, Км	Значение коэффициента бT при числе часов использования максимума нагрузки линии Тмах, час/год
		До 4000	4000-6000	Более 6000
35-330	1,0	0,8	1,0	1,3
	0,8	0,9	1,2	1,6
	0,6	1,1	1,5	2,2
500	1,0	0,7	0,9	1,1
	0,8	0,8	1,0	1,4
	0,6	0,9	1,4	1,9

Для линий с максимумом нагрузки летом или в часы снижения нагрузки энергосистемы (при Км <=0,5) I5 принимается по максимальной нагрузке линии, а бТ - равным 0,4.

Для данного варианта курсового проекта Тмах=4000 часов и Км=0,8. Значение при этом равно бТ = 1,2.

Экономически целесообразное сечение S, мм2, определяется из соотношения:

S =Iр/Jнорм,

где Iр - расчетный ток в час максимума энергосистемы, А; Jнорм - нормированное значение экономической плотности тока, А/мм, для заданных условий работы [ 4].

Таблица 7.7

Нормированные значения плотности тока для ВЛ ( табл.3.12 [12])

Проводники	Нормированная плотность тока, А/мм2, при числе часов использования максимума нагрузки в год
	более 1000 до 3000	более 3000 до 5000	более 5000
Неизолированные провода и шины:
алюминиевые	1	0,9	0,8

Сечение, полученное в результате указанного расчета, округляется до ближайшего стандартного сечения.

Стандартные сечения для проводов, выполненных по ГОСТ 839-80 приведены ниже

Таблица 7.8

Допустимый длительный ток для неизолированных проводов по ГОСТ 839-80

Номинальное сечение, мм2	70	95	120	120	150	150	150	185	185	185	240	240	240
Сечение стали, мм2	11	16	19	27	19	24	34	24	29	43	32	39	56
Отношение	6,36	5,94	6,32	4,44	7,89	6,25	4,41	7,71	6,38	4,30	7,50	6,15	4,29
Ток вне помещений для проводов марок АС, АСКС, АСК, АСКП, А	265	330	390	375	450	450	450	520	510	515	605	610	610

Расчетный ток принимается для нормального режима работы, т. е. увеличение тока в послеаварийных и ремонтных режимах сети не учитывается.

Выбор экономических сечений проводов воздушных и жил кабельных линий, имеющих промежуточные отборы мощности, следует производить для каждого из участков, исходя из соответствующих расчетных токов участков. При этом для соседних участков допускается принимать одинаковое сечение провода, соответствующее экономическому для наиболее протяженного участка, если разница между значениями экономического сечения для этих участков находится в пределах одной ступени по шкале стандартных сечений. Сечения проводов на ответвлениях длиной до 1 км принимаются такими же, как на ВЛ, от которой производится ответвление. При большей длине ответвления экономическое сечение определяется по расчетной нагрузке этого ответвления.

Пример выбора сечения провода для участка ИП1-ТП1.

В результате расчета ток данного участка равен 91 А. Это ток через 5 лет.

бi = 1,05; бT =1,2

Iр = I5*бi*бT=91*1,05*1,2=114,7 А.

Jнорм = 0,9

S =Iр/Jнорм = 114,7/0,9 = 127,4мм2.

В соответствии с таблицей 7.8 выбираем сечение алюминиевой части провода 120 мм2. По таблице Табл.7.1. выбираем сечение стальной части провода.

Результаты расчетов по всем участкам сети для варианта 1 сведены в таблицу 7.9.

Таблица 7.9

Выбор сечения по нормируемой плотности тока для 1 варианта

Название	Минимальное сечение	I5, А	Iр, А	Fрасч, мм2	Fвыбр, мм2	Iдоп, А	R0, Ом/км
ИП1 - ВН ТП1	120/19	91	114,66	127,4	120/19	390
ИП1 - ВН ТП4	120/19	81	102,06	113,4	120/19	390
ВН ТП1 - ВН ТП2	120/19	7	8,82	9,8	120/19	390
ИП2 - ВН ТП2	120/19	49	61,74	68,6	120/19	390
ИП1 - ВН ТП6	70/11	156	196,56	218,4	240/32	605
ВН ТП6 - ВН ТП3	70/11	6	7,56	8,4	70/11	265
ВН ТП3 - ВН ТП5	70/11	76	95,76	106,4	120/19	390
ИП1 - ВН ТП5	70/11	205	258,3	287	240/32	605
ВН ТП4 - ИП2	120/19	64	80,64	89,6	120/19	390

8.Проверка выбранного сечения провода в послеаварийных режимах

8.1 Методика расчета

Согласно п.5.32.1. [1,7,12] для проверки соответствия рекомендуемой схемы сети требованиям надежности электроснабжения выполняются расчеты послеаварийных режимов. Исходными условиями в послеаварийных режимах следует считать:

для сети региональной энергосистемы или участка сети:

- отключение одного наиболее нагруженного элемента энергосистемы (энергоблок, автотрансформатор связи шин на электростанции или элемент сети) в период максимальных нагрузок.

Условие проверки по допустимой токовой нагрузке:

IРН ? IДОП(250 С)*Кт ,

где IРН - расчетный ток для проверки проводников и кабелей по нагреву, являющийся средней токовой нагрузкой за 0,5 ч (расчетными режимами могут быть нормальные или аварийные режимы, а также периоды ремонтов других элементов сети, возможных неравномерностей распределения токов между линиями, секциями шин и т.п.);

IДОП(250 С -- допустимый длительный ток нагрузки согласно табл.

Таблица 8.1

Длительно допустимые токи по условиям нагрева для сталеалюминиевых проводов, А [12]

Сечение, мм2	70/11	95/16	120/19	150/19	185/24	240/32
Допустимый ток, А	265	330	390	450	520	605

Таблица 8.2

Поправочные коэффициенты на температуру воздуха для неизолированных проводов

Расчетная температура воздуза,0С	Нормируемая температура провода,0 С	Поправочные коэффициенты при температуре воздуха, 0С
		-5	0	5	10	15	20	25	30	35	40	45	50
25	70	1,29	1,24	1.2	1,15	1,11	1,05	1	0,94	0,88	0,81	0,74	0,67

8.2 Исходные данные для расчета.

После выбора сечения необходимо определить точные параметры воздушных линий, удельные параметры которых приведены в таблице 8.3.

Таблица 8.3

Параметры воздушной линии напряжением 110 кВ при среднегеометрическом расстоянии между проводами 5 м.

Номинальное сечение провода, мм2	r0, Ом/км при 20 оС	х0, Ом/км	b0*10-6,Cм/км	?Ркор_0, кВт/км	Go, мкСм/км
70/11	0,420	0,441	-2,57	0,1371	0,0104
95/16	0,299	0,430	-2,64	0,1011	0,0076
120/19	0,245	0,423	-2,69	0,0800	0,0060
150/24	0,194	0,415	-2,74	0,0640	0,0048
185/29	0,159	0,409	-2,78	0,0519	0,0039

Подобные документы

• Электрический расчёт распределительной сети

  Определение сечения проводов сети 0,4 кВ по допустимым потерям. Выбор количества и мощности трансформаторов подстанции. Расчет потерь мощности и электрической энергии в элементах сети. Сравнительная эффективность вариантов развития электрической сети.
  
  курсовая работа [413,9 K], добавлен 25.10.2012
  

• Проектирование районной электрической сети

  Разработка вариантов конфигурации электрической сети. Выбор номинального напряжения сети, сечения проводов и трансформаторов. Формирование однолинейной схемы электрической сети. Выбор средств регулирования напряжений. Расчет характерных режимов сети.
  
  контрольная работа [616,0 K], добавлен 16.03.2012
  

• Проектирование электрической сети

  Предварительный выбор числа и мощности трансформаторов. Выбор сечений линий электропередач для различных вариантов схемы развития. Экономическое сравнение вариантов электрической сети. Исследование аварийных и послеаварийных режимов электрической сети.
  
  курсовая работа [1,4 M], добавлен 25.12.2014
  

• Проектирование сетевого района

  Выбор конфигурации электрической сети, определение потока мощности и выбор напряжения. Структурные схемы соединений подстанций, выбор числа и мощности трансформаторов. Расчет параметров режимов работы электрической сети, технико-экономические показатели.
  
  дипломная работа [3,4 M], добавлен 24.01.2016
  

• Упрощенный порядок проектирования электрической сети района

  Разработка вариантов конфигураций и выбор номинальных напряжений сети. Выбор компенсирующих устройств при проектировании электрической сети. Выбор числа и мощности трансформаторов на понижающих подстанциях. Электрический расчет характерных режимов сети.
  
  курсовая работа [599,7 K], добавлен 19.01.2016
  

• Проектирование электрической сети 110 кВ

  Разработка схем электрической сети района. Предварительное распределение мощностей. Выбор номинальных напряжений линий, сечения и марок проводов. Определение потерь мощности в линиях. Выбор трансформаторов и схем подстанций. Расчёт количества линий.
  
  дипломная работа [1,3 M], добавлен 05.04.2010
  

• Проектирование электрической сети

  Составление вариантов схемы электрической сети, выбор и обоснование наиболее рациональных из них. Расчет потокораспределения в электрической сети. Выбор номинальных напряжений, трансформаторов на подстанциях. Баланс активной и реактивной мощностей.
  
  курсовая работа [372,7 K], добавлен 17.12.2015
  

• Проект развития электрической сети

  Выбор рациональных вариантов схем электрической сети с обоснованием конфигурации сети, номинальных напряжений, числа и мощности трансформаторов на подстанциях, электрической схемы сооружаемой электростанции, а также материала и сечений проводов линии.
  
  курсовая работа [956,8 K], добавлен 14.05.2013
  

• Проектирование электрической сети

  Определение потока мощности от электростанции. Выбор компенсирующих устройств. Структурные схемы подстанций. Выбор мощности трансформаторов подстанций. Расчет режима летних и зимних максимальных нагрузок сети. Оптимизация режимов работы сети.
  
  курсовая работа [972,3 K], добавлен 07.07.2013
  

• Проект электрической сети с номиальным напряжением 110-220 кВт

  Методика определения расчетных нагрузок. Составление и выбор целесообразных вариантов схем электрической сети. Определение распределения мощности по участкам. Выбор сечения проводов и трансформаторов для питающих узлов. Уточненный расчет режимов сети.
  
  курсовая работа [337,7 K], добавлен 20.11.2013
  

• Проектирование электрической сети

  Составление вариантов схемы электрической сети и выбор наиболее рациональных решений. Приближенный расчет потокораспределения, определение номинального напряжения. Выбор трансформаторов на подстанциях. Разработка схемы электрических соединений сети.
  
  дипломная работа [1,8 M], добавлен 04.12.2012
  

• Проэкт электрической сети на территории Амурской области

  Климатическая и географическая характеристика энергорайона. Разработка конкурентоспособных вариантов электрической сети. Расчет упрощенного потокораспределения активной мощности и выбор номинального напряжения. Выбор мощности силовых трансформаторов.
  
  курсовая работа [300,8 K], добавлен 19.01.2016
  

• Проектирование электрической сети

  Этапы и методы проектирования районной электрической сети. Анализ нагрузок, выбор оптимального напряжения сети, типа и мощности силовых трансформаторов. Электрический расчёт варианта сети при максимальных нагрузках. Способы регулирования напряжения.
  
  методичка [271,9 K], добавлен 27.04.2010
  

• Проектирования электрической сети

  Анализ различных вариантов развития сети. Выбор номинального напряжения сети, определение сечения линий электропередачи, выбор трансформаторов на понижающих подстанциях. Расчет установившихся режимов сети для двух наиболее экономичных вариантов развития.
  
  дипломная работа [1,1 M], добавлен 20.08.2014
  

• Проектирование районной электрической сети

  Составление вариантов схемы электрической сети и выбор наиболее рациональных из них. Расчет потокораспределения, номинальных напряжений, мощности в сети. Подбор компенсирующих устройств, трансформаторов и сечений проводов воздушных линий электропередачи.
  
  курсовая работа [1,6 M], добавлен 24.11.2013
  

• Проектирование электрической сети напряжением 35/110 кв

  Определение параметров элементов электрической сети и составление схем замещения, на основе которых ведётся расчёт режимов сети. Расчёт приближенного потокораспределения. Выбор номинального напряжения участков электрической сети. Выбор оборудования.
  
  курсовая работа [1,2 M], добавлен 14.06.2010
  

• Проектирование районной электрической сети

  Оптимальная схема развития районной электрической сети. Выбор номинальных напряжений и оптимальной конструкции сети. Расчет сечений проводов, мощности компенсирующих устройств. Выбор оборудования подстанций. Расчет максимального режима энергосистемы.
  
  курсовая работа [202,3 K], добавлен 24.03.2012
  

• Проектирование распределительной электрической сети Дальнего Востока

  Составление балансов активных и реактивных мощностей. Выбор числа и мощности силовых трансформаторов, сечений проводников. Конструктивное исполнение электрической сети. Расчет максимального и послеаварийного режимов. Регулирование напряжения в сети.
  
  курсовая работа [242,4 K], добавлен 17.06.2015
  

• Проектирование электрической сети 110 кВ для пяти подстанций

  Разработка схем электрической сети района и предварительное распределение мощностей. Выбор номинальных напряжений линий, сечения и марок проводов, трансформаторов. Определение потерь мощности в трансформаторах, баланс активных и реактивных мощностей.
  
  дипломная работа [1,0 M], добавлен 04.09.2010
  

• Разработка технически и экономически целесообразного варианта электрической сети 35-220 (кВ) для электроснабжения района

  Характеристика электрифицируемого района и потребителей электроэнергии. Составление и обоснование вариантов схемы электрической сети. Баланс реактивной мощности и выбор компенсирующих устройств. Выбор номинального напряжения и сечений проводов сети.
  
  курсовая работа [89,3 K], добавлен 13.04.2012
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам