Номер подстанции
|
1
|
2
|
3
|
4
|
Тип трансфоматора
|
ТРДЦН-40000/110
|
ТРДЦН-40000/110
|
ТДТН-40000/220
|
ТДЦТН-63000/220
|
Sн МВ·А
|
40
|
40
|
40
|
63
|
Uв кВ
|
115
|
115
|
230
|
230
|
Uн кВ
|
10,5
|
10,5
|
11
|
11
|
ΔPх кВт
|
36
|
36
|
55
|
45
|
ΔPк кВт
|
172
|
172
|
220
|
215
|
ΔQх кВ·Ар
|
260
|
260
|
440
|
315
|
Iх %
|
0,65
|
0,65
|
1,1
|
0,5
|
Rтр Ом
|
1,4
|
1,4
|
3,6
|
2,8
|
Хтр Ом
|
34,7
|
34,7
|
165
|
105
|
Uк %
|
10,5
|
10,5
|
22
|
10,5
|
7. Определение
потерь мощности в трансформаторах
Передача мощности через трансформатор сопровождается потерями мощности в
активном и реактивном сопротивлениях обмоток, а также потерями, связанными с
намагничиванием стали. Потери мощности в обмотках зависят от протекающего по
ним тока; потери мощности на намагничивание не зависят от режима работы
трансформатора, могут быть принятыми постоянными и равными потерям мощности
холостого хода
, МВт (7.1); , МВАр (7.2);
Определение потерь активной мощности в трансформаторах первого варианта
(по формуле 7.1):
;
.
Определение потерь реактивной мощности в трансформаторах первого варианта
(по формуле 7.2):
;
.
Суммарные потери мощности в трансформаторах:
МВт ; МВт ; МВт ; МВАр .
Определение потерь активной мощности в трансформаторах второго варианта
(по формуле 7.1):
;
;
.
Определение потерь реактивной мощности в трансформаторах первого варианта
(по формуле 7.2):
;
;
.
Суммарные потери мощности в трансформаторах:
МВт ;
МВт ;
МВт ;
МВАр.
8. Баланс активных и реактивных мощностей в системе
Особенностью производства и потребления электроэнергии является равенство
выработанной и израсходованной в единицу времени электроэнергии (мощности).
Следовательно, в электрической системе должно выполняться равенство (баланс)
активных мощностей.
Уравнение баланса активной мощности:
, МВт (8.1);
где - суммарная мощность источников энергии, МВт;
- суммарная мощность нагрузки, МВт;
,9 - коэффициент участия в максимуме нагрузки;
- суммарные потери мощности в линиях электропередач, МВт;
- суммарные потери мощности в трансформаторах, МВт;
- мощность потребляемая на собственные нужды, МВт;
=0,1;
- резерв активной мощности, МВт;
=0,1.
Для первого варианта суммарная мощность источников энергии определяется
по формуле (8.1):
= 215·0,9 + 1,545 + 0,58 + 0,1·21,5 + 0,1·21,5 = 238,6 МВт.
Для второго варианта по формуле (8.1):
= 215·0,9 + 1,69 + 0,78 + 0,1·21,5 + 0,1·21,5 = 238,97 МВт.
В электрической системе суммарная генерируемая реактивная мощность должна
быть равна суммарной потребляемой. В отличие от активной мощности, источниками
которой являются только генераторы электростанций, реактивная мощность
генерируется как ими, так и другими источниками, к которым относятся воздушные
и кабельные линии разных напряжений Qл, а также установленные в сетях источники
реактивной мощности.
Уравнение баланса реактивной мощности:
, МВАр (8.2);
где- зарядная мощность линий, МВАр;
,95 - коэффициент одновременности для реактивных нагрузок;
Уравнение баланса реактивных мощностей связано с уравнением баланса
активных мощностей, так как:
, МВАр (8.3);
для современных генераторов = 0,625;
Для первого варианта по формуле (8.3):
=238,6·0,625 = 149,13 МВАр.
Для второго варианта по формуле (8.3):
=238,97·0,625 = 149,36 МВАр.
Зарядная мощность линий:
, МВАр (8.4);
Для первого варианта по формуле (8.4):
МВАр;
МВАр;
МВАр;
МВАр;
МВАр;
МВАр.
Суммарная зарядная мощность= 33,28 МВАр.
Для второго варианта по формуле (8.3):
МВАр;
МВАр;
МВАр;
МВАр;
МВАр.
Суммарная зарядная мощность= 18,14 МВАр.
Реактивная нагрузка проектируемой сети
МВАр.
при
Расходная часть баланса реактивных мощностей:
Для первого варианта:
104,92·0,95 + 5,34 - 33,28 + 30,79 =102,52 МВАр.
> МВАр;
,13 > 102,52 МВАр.
Таким образом, реактивная мощность вырабатываемая генератором больше, чем
потребляемая реактивная мощность. В компенсирующих устройствах надобности нет.
Для второго варианта:
104,92·0,95 + 5,15 - 18,14 + 34,59 =121,27 МВАр.
,36 > 121,27 МВАр.
В компенсирующих устройствах надобности нет.
9. Выбор схем подстанций
Схемы подстанций должны удовлетворять следующим требованиям:
схема должна обеспечивать надежное питание присоединенных потребителей в
нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах в соответствии с категориями
нагрузки;
схема должна обеспечивать надежность транзита мощности через подстанцию в
нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах;
схема должна быть по возможности простой, наглядной, экономичной и
обеспечивать средствами автоматики восстановление потребителей в послеаварийном
режиме;
схема должна допускать поэтапное развитие РУ с переходом от одного этапа
к другому без значительных работ по реконструкции и перерывов в питании
потребителей.
Для первого варианта выбираем схему "Мостик с выключателями в цепях
линий и в перемычке и ремонтной перемычке со стороны линий" (рис.9.1)
Во втором варианте для тупиковых подстанций выбираем схему "Два
блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий"
(рис.9.2), для транзитных подстанций выбираем схему рис. 9.1.
Рис. 9.1 Рис. 9.2
10. Технико-экономическое сравнение вариантов
При технико-экономическом сравнении вариантов производится оценка
экономической эффективности каждого из них. При этом к показателям, по которым
варианты могут быть оценены, относят:
) Статические. К ним относятся: простая норма прибыли и простой срок
окупаемости.
) Динамические. Эта группа включает такие показатели, как: чисто
дисконтированный доход (ЧДД), внутренняя норма доходности, дисконтированный
срок окупаемости, удельные дисконтированные затраты, эквивалентные годовые
расходы (приведённые затраты), дисконтированные затраты.
В данном курсовом проекте оценка экономичности вариантов производится по
суммарным приведенным затратам, которые определяются по формуле:
, (10.1)
Где =0,15- нормативный коэффициент эффективности
капиталовложений;
- единовременные капиталовложения в сооружаемую сеть;
- ежегодные эксплуатационные расходы (издержки).
Капитальные вложения - это вложения, необходимые для сооружения
электрических сетей, электрических станций и энергообъектов.
Капитальные вложения в линии для первого варианта:
= 528 · 54 = 28512 тыс.руб.;
= 528 · 50 = 26400 тыс.руб.;
= 528 · 36 = 19008 тыс.руб.;
= 528 · 40 = 21120 тыс.руб.;
= 528 · 40 = 21120 тыс.руб.;
= 528 · 36 = 19008 тыс.руб.;
тыс.руб.
Капитальные вложения в трансформаторы определяются используя данные
приложения 1.5 [1] .
= 2·6240 + 2·6240 +2·6240 +2·7400 = 52240 тыс.руб.
Для определения стоимости ячеек с выключателями и отделителями
воспользуемся приложения 1.6 и 1.7 [1].
тыс.руб.
Постоянную часть затрат определяем по данным приложения 1.8 [1].
тыс.руб.
Суммарные капитальные вложения в сооружения сети по первому варианту:
К = 135168 + 52240 + 192000 + 40000 = 419408 тыс.руб.
Определяем ежегодные эксплуатационные расходы (издержки) для
электрической сети первого варианта по формуле:
(10.2) ;
где - полные годовые отчисления на амортизацию и обслуживание
сети;
- стоимость потерянной за год электроэнергии.
Находим отчисления на амортизацию и обслуживание линий по данным
приложения 1.9 [1]:
тыс.руб.
Отчисления на амортизацию и обслуживание силового оборудования
(трансформаторов, выключателей) по данным приложения1.9 [1].
тыс.руб
Полные годовые отчисления на амортизацию и обслуживание сети:
+ = 3784,7 + 20516,2 = 24301 тыс.руб.
Стоимость потерянной за год электроэнергии по формуле:
(10.3);
где - время максимальных потерь, ч;
= 8760 - количество часов в году;
- 1,5 руб/кВт·ч - удельные приведенные затраты на 1 кВт·ч для
возмещения потерь в электрических сетях для Южного региона.
Время максимальных потерь определяем по формуле:
ч/год.
По формуле 10.3:
тыс.руб.
Годовые эксплуатационные издержки (формула 10.2):
= 24301 + 23469,98 = 47771 тыс.руб.
Приведенные затраты по первому варианту (формула 10.1):
З = 0,15·419408 + 47771 = 110682,2 тыс.руб.
Капитальные вложения в линии для второго варианта:
= 376 · 54 = 20304 тыс.руб.;
= 336 · 36 = 13536 тыс.руб.;
= 528 · 40 = 21120 тыс.руб.;
= 528 · 40 = 21120 тыс.руб.;
= 528 · 36 = 19008 тыс.руб.;
Суммарные капиталовложения в линии: тыс.руб.
Капитальные вложения в трансформаторы для второго варианта:
тыс.руб.
Стоимость ячеек с выключателями и отделителями:
тыс.руб.
Постоянная часть затрат:
тыс.руб.
Суммарные капитальные вложения по второму варианту:
= 95088 + 46880 + 97392 + 25200 = 264560 тыс.руб.
Отчисления на амортизацию и обслуживания линий:
тыс.руб.
Отчисления на амортизацию и обслуживания силового оборудования:
тыс.руб.
Ежегодные эксплуатационные расходы (издержки) для второго варианта:
тыс.руб.
Стоимость потерянной за год электроэнергии (по формуле 10.3):
тыс.руб.
Годовые эксплуатационные издержки (по формуле 10.2):
= 14070,1 + 27394,3 = 41464,4 тыс.руб.
Приведенные затраты по второму варианту (по формуле 10.1):
З = 0,15·264560 + 41464,4 = 81148,4 тыс.руб.
Затраты по первому варианту превосходят затраты по второму варианту на
36%, поэтому выбираем для дальнейшей разработки второй вариант электрической
сети района.
11. Основные установившиеся режимы работы сети
В каждой энергосистеме в той или иной
степени происходит постоянное непрерывное изменение её параметров (частоты f,
напряжения U, тока I, мощностей P и Q, углов сдвига между напряжениями в разных
точках линии и т.п.). Различное сочетание этих, влияющих друг на друга
параметров в каждый момент времени называется режимом энергосистемы.
Характер режима сети определяется тремя основными факторами:
графиками нагрузок отдельных подстанций;
режимами работы генерирующих источников;
К режимам, которые наиболее полно описывают картину происходящих
процессов, относятся:
· максимальный зимний режим;
· режим летнего минимума;
· послеаварийный режим, который рассчитывается при обрыве
наиболее загруженных участков сети.
· Исходными данными при расчете любого режима являются мощности
потребителей и электростанций - для максимального и послеаварийного режимы
мощности заданы в таблице вариантов, для минимального -принимаются 30 % от
номинальной.
.1 Электрический расчет максимального режима
Определяем реактивную мощность нагрузок
, МВАр (11.1.1),
где , следовательно, = 0,488;
МВАр;
МВАр;
МВАр;
МВАр.
Определяем расчетную нагрузку подстанций, для чего приводим нагрузку к
шинам высшего напряжения (формула 11.1.2).
, МВА (11.1.2);
МВА;
МВА;
МВА;
МВА.
Сопротивление участков линии:
; ; ;
; .
Находим распределение мощностей без учета потерь мощности в линиях:
; .
Действительное распределение мощностей:
Расчет начинаем от точки раздела мощностей. (рис.11.1.1)
Рис. 11.1.1
Примем мощности в конце линии ℓ8:
;
Потери мощности в линии ℓ8:
;
Мощность в начале линии ℓ8:
;
Мощность в конце линии ℓ6:
;
Потери мощности в линии ℓ6:
;
Мощность в начале линии ℓ6:
;
Мощность в конце линии ℓ4:
;
Потери мощности в линии ℓ4:
;
Мощность в начале линии ℓ4:
;
Определим действительное распределение мощности в тупиковых линиях:
Мощность в конце линии ℓ1:
;
Потери мощности в линии ℓ1:
;
Мощность в начале линии ℓ1:
;
Мощность в конце линии ℓ7:
;
Потери мощности в линии ℓ7:
;
Мощность в начале линии ℓ7:
;
Определим действительную плотность токов в линиях:
;
Определим коэффициент полезного действия линии:
;
;
;
;
.
Определим напряжение на шинах высшего напряжения (ВН) подстанций. Для
обеспечения встречного регулирования напряжения считаем, что напряжение на
шинах источников питания в режимах наибольших нагрузок поддерживается на уровне
121кВ для линий 110кВ и на уровне 242 для линий 220кВ (больше номинального
напряжения на 10% [2])
Определяем потерю напряжения в линии ℓ6:
;
Напряжение на шинах ВН подстанции 4:
;
Определяем потерю напряжения в линии ℓ4:
;
Напряжение на шинах ВН подстанции 3:
;
Определяем потерю напряжения в линии ℓ8:
;
Напряжение на шинах ВН подстанции 3:
;
Усредняем напряжение на шинах ВН подстанции 3:
;
Потеря напряжения в линии ℓ1:
;
Напряжение на шинах ВН подстанции 1:
;
Потеря напряжения в линии ℓ7:
;
Напряжение на шинах ВН подстанции 2:
;
Определим потери напряжения в трансформаторах:
;
Определим напряжение на шинах низшего напряжения (НН) подстанций,
приведенное к ступени ВН:
;
; ; .
Напряжение сети постоянно меняется вместе с изменением нагрузки, режима
работы источника питания, сопротивлений цепи. Отклонения напряжения не всегда
находится в интервалах допустимых значений. Причинами этого являются:
a) потери напряжения, вызываемые токами нагрузки, протекающими по
элементам сети;
b) неправильный выбор сечений токоведущих элементов и мощности
силовых трансформаторов;) неправильно построенные схемы сетей.
Контроль над отклонениями напряжений проводится тремя способами:
1) по уровню - ведется путем сравнивания реальных отклонений
напряжения с допустимыми значениями;
2) по месту в электрической системе - ведется в определенных точках
сети;
) по длительности существования отклонения напряжения.
Регулированием напряжения называют процесс изменения уровней напряжения в
характерных точках электрической системы с помощью специальных технических
средств. Используется регулирование напряжения в центрах питания
распределительных сетей - на районных подстанциях, где изменением коэффициента
трансформации поддерживалось напряжение у потребителей при изменении режима их
работы и непосредственно у самих потребителей и на энергообъектах.
Для обеспечения необходимых режимов напряжений в распределительных
сетях в центрах питания устанавливаются централизованные средства регулирования
напряжения, к которым относятся трансформаторы с регулированием под нагрузкой
(РПН) и синхронные компенсаторы.
Все выбранные трансформаторы снабжены устройством для регулирования
напряжения под нагрузкой (РПН) с диапазоном регулирования 115 ± 9 ·1,78% и 230
± 9 ·1,78% (таб.11.1.1 и 11.1.2).
В соответствии с ПУЭ [2] задаемся желаемым напряжением на шинах НН
подстанций:
Определяем расчетные ответвления:
;
;
;
.
Таблица 11.1.1 Напряжения стандартных ответвлений
115 ± 9 ·1,78%
Таблица 11.1.2 Напряжения стандартных ответвлений
230 ± 9 ·1,78
По расчетным ответвлениям выбираем ближайшие стандартные ответвления
(таб.11.1.1 и 11.1.2):
; ; ; .
Определяем действительное напряжение на шинах НН подстанций:
;
; ; .
Находим отклонение напряжения от желаемого:
;
; ; .
Поскольку отклонение напряжения невелики, считаем, что работа
трансформатора с выбранными стандартными ответвлениями обеспечивает
потребителей качественным напряжением.
.2 Электрические расчеты минимального режима
В соответствии с заданием на проектирование в минимальном режиме величина
нагрузки составляет 30% от максимальной.
Определяем нагрузки подстанций:
;
В целях экономии электроэнергии и улучшения условий регулирования
напряжения принимаем, что в минимальном режиме на каждой подстанции остается в
работе только один трансформатор, а второй отключается от сети.
Потери активной мощности в трансформаторах:
;
; ; ;
Потери реактивной мощности в трансформаторах:
;
; ; .
Определим расчетную мощность нагрузки подстанций:
Сопротивление линий:
; ; ;
; .
Находим распределение мощностей без учета потерь мощности в линиях:
; .
Действительное распределение мощностей:
Примем мощности в конце линии ℓ8:
;
Потери мощности в линии ℓ8:
;
Мощность в начале линии ℓ8:
;
Мощность в конце линии ℓ6:
;
Потери мощности в линии ℓ6:
;
Мощность в начале линии ℓ6:
;
Мощность в конце линии ℓ4:
;
Потери мощности в линии ℓ4:
;
Мощность в начале линии ℓ4:
;
Определим действительное распределение мощности в тупиковых линиях:
Мощность в конце линии ℓ1:
;
Потери мощности в линии ℓ1:
;
Мощность в начале линии ℓ1:
;
Мощность в конце линии ℓ7:
;
Потери мощности в линии ℓ7:
;
Мощность в начале линии ℓ7:
.
Определим напряжение на шинах высшего напряжения (ВН) подстанций.
Напряжение на шинах источников питания поддерживается в минимальном режиме на
уровне 110кВ и на уровне 220кВ [2].
Определяем потерю напряжения в линии ℓ6:
;
Напряжение на шинах ВН подстанции 4:
;
Определяем потерю напряжения в линии ℓ4:
;
Напряжение на шинах ВН подстанции 3:
;
Определяем потерю напряжения в линии ℓ8:
;
Напряжение на шинах ВН подстанции 3:
;
Усредняем напряжение на шинах ВН подстанции 3:
;
Потеря напряжения в линии ℓ1:
;
Напряжение на шинах ВН подстанции 1:
;
Потеря напряжения в линии ℓ7:
;
Напряжение на шинах ВН подстанции 2:
;
Определим потери напряжения в трансформаторах:
;
Определим напряжение на шинах низшего напряжения (НН) подстанций,
приведенное к ступени ВН:
;
; ; .
В соответствии с ПУЭ задаемся желаемым напряжением на шинах НН
подстанций:
Определяем расчетные ответвления:
;
;
;
.
По расчетным ответвлениям выбираем ближайшие стандартные ответвления
(таб.11.1.1 и 11.1.2):
; ; ; .
Определяем действительное напряжение на шинах НН подстанций:
;
; ; .
Находим отклонение напряжения от желаемого:
;
; ; .
Поскольку отклонение напряжения невелики, считаем, что работа
трансформатора с выбранными стандартными ответвлениями обеспечивает
потребителей качественным напряжением.
.3 Электрические расчеты послеаварийного режима
Рассчитаем несколько тяжелых режимов аварийного отключения наиболее
загруженных линий, приводящих к наибольшему снижению напряжения на понижающих
подстанциях.
Такими режимами для проектируемой сети являются отключения линии ℓ6
, отключение одной цепи линии ℓ1 и одной цепи линии ℓ7
в максимальном режиме нагрузок (рис.11.3.1).
Рис.11.3.1
Проведем расчет потоков мощностей и напряжений с учетом изменений потерь
мощности и потерь напряжения в сети:
МВА (11.3.1);
Определим расчетную мощность нагрузки подстанций по формуле 11.3.1:
;
;
;
.
Определим распределение мощностей с учетом потерь мощности в линиях:
Примем ;
Потери мощности в линии ℓ8:
Мощность в начале линии ℓ8:
;
Мощность в конце линии ℓ4:
;
Потери мощности в линии ℓ4:
Мощность в начале линии ℓ4:
;
Рис. 11.3.2
Определим распределение мощности в тупиковых линиях:
Потери мощности в линии ℓ7:
Мощность в начале линии ℓ7:
.
Рис. 11.3.3
Потери мощности в линии ℓ1:
Мощность в начале линии ℓ1:
;
Рис. 11.3.4
Определим токи, протекающие по линиям в послеаварийном режиме с целью
окончательной проверки выбранных проводов на нагрев:
;
;
;
.
Все выбранные провода удовлетворяют условию ; . Рассчитаем уровни напряжения на подстанциях: Определяем напряжение на шинах высшего напряжения (ВН)
подстанций. Для обеспечения встречного
регулирования напряжения считаем, что напряжение на шинах источников питания в
режимах наибольших нагрузок поддерживается на уровне 121 кВ и 242 кВ.
Определяем потерю напряжения в линии ℓ1:
.
Напряжение на шинах ВН подстанции 1:
;
Определяем потерю напряжения в линии ℓ7:
;
Напряжение на шинах ВН подстанции 2:
;
Определяем потерю напряжения в линии ℓ4:
;
Напряжение на шинах ВН подстанции 3:
;
Определяем потерю напряжения в линии ℓ8:
;
Напряжение на шинах ВН подстанции 4:
.
Определяем потерю напряжения в трансформаторах:
;
;
;
.
Определяем напряжение на шинах низшего напряжения (НН) подстанций,
приведенное к ступени ВН:
;
;
;
.
Переходим к регулированию напряжения на проектируемых подстанциях и
определению действительных напряжений на шинах НН.
В соответствии с ПУЭ задаемся желаемым напряжением на шинах НН
подстанций.
для 1 и 2 подстанций;
для 3 и 4 подстанций.
Определяем напряжение расчетных ответвлений:
;
;
;
.
По расчетным ответвлениям выбираем ближайшие стандартные ответвления
(таб. 11.1.1 и 11.1.2):
; ; ; .
Определяем действительное напряжение на шинах НН подстанций:
;
;
;
.
Находим отклонение напряжения от желаемого:
;
;
;
.
Так как отклонения напряжения невелики, то считаем, что работа
трансформаторов с выбранными стандартными ответвлениями обеспечит потребителей качественным
напряжением при аварийном отключении линии ℓ7 и по одной цепи
линии ℓ4 и ℓ6 в максимальном режиме нагрузок.
12.
Механический расчет линий электропередач
Пример расчета выполним для линии ℓ1.
Исходными данными для механического расчета являются:
Номинальное напряжение сети = 220 кВ.
Характеристика провода АС - 240 (прил.1 методических указаний):
расчетное сечение: алюминия Fа = 244 мм2;
стали Fс = 31,7 мм2;
всего провода F = 275,7 мм2;
расчетный диаметр: стали dс =
7,2 мм;
провода d = 21,6 мм;
масса одного килограмма провода G = 924 кг/км;
Количество цепей - одна.
Максимальная температура .
Минимальная температура .
Среднегодовая температура .
Температура гололедообразования .
Район по гололеду и по ветру см. ПУЭ, (Карты районирования по гололеду и
по скоростным напорам ветра, рис. 25.1-25.10).
Для заданного района:
II
район по гололедности с толщиной стенки гололеда ;
III
ветровой район со скоростным напором ветра .
Выбираем унифицированную железобетонную, одноцепую,свободностоящую опору
на ВЛ-220 кВ марки ПБ-220-1 для провода АС-240/32 с учетом нормативной толщины
стенки гололеда.
Для выбранной опоры расчетные пролеты составляют:
длина габаритного пролета ;
длина ветрового пролета ;
длина весового пролета .
Рис. 12.1
Рассчитаем удельные механические нагрузки, которые определяются в Н на
провод в 1 км сечением 1 мм2:
удельная нагрузка от собственной массы провода:
;
- удельная нагрузка от массы гололеда:
;
- удельная нагрузка от массы провода с гололедом:
;
удельная нагрузка от ветра на провода без гололеда:
,
где - коэффициент неравномерности распределения скоростного
напора ветра по длине пролета,:
;
;
;
.
- аэродинамический коэффициент лобового сопротивления
провода, зависящий от диаметра провода с гололедом или без него:
при
при
Принимаем: , .
;
- удельная нагрузка от ветра на провода с гололедом, при скоростном
напоре ветра :
здесь ;
;
- удельная нагрузка от ветра и веса провода без гололеда:
;
- удельная нагрузка от ветра и веса провода с гололедом:
.
Пользуясь прил. 1.11 [1], для провода АС 240/32, выбираем модуль
упругости и температурный коэффициент линейного расширения .
При одинаковой высоте крепления провода или троса на смежных опорах, его
стрела провеса может быть определена упрощенно:
,
Рис. 12.2.
где - длина пролета, м;
- удельная нагрузка на провод (трос) при конкретных
климатических условиях, ;
- напряжение в низшей точке провода (троса) при удельной
нагрузке и конкретных климатических условиях,
.
Наибольшие вертикальные стрелы провеса, определяющие габаритный пролет
воздушных линий имеют место при высшей температуре воздуха:
,
или при наибольшей вертикальной нагрузке:
,
где -соответствующие нагрузки на провода;
- напряжение проводов в его низшей точке соответственно при
высшей температуре воздуха и при гололеде без ветра (прил. 1.12 [1]).
Расчеты линий с длиной пролетов до 700 м осуществляются по напряжению
провода в его низшей точке, которое не должно превосходить допустимые значения
(прил. 1.12 [1]).
Вместе с тем, напряжение в точках крепления проводов не должны
превосходить 110% допускаемого.
Напряжение провода (троса) при климатических условиях,
характеризуемых температурой воздуха t , и удельной нагрузкой определяется по уравнению состояния провода
,
где - удельная нагрузка, температура, напряжение в низшей точке в
начальном состоянии соответственно.
Начальными могут быть выбраны следующие состояния провода:
. Низшая температура воздуха, удельная нагрузка допустимое напряжение.
. Среднегодовые условия: среднегодовая температура, удельная нагрузка допустимое напряжение.
. Наибольшая внешняя нагрузка на провод , соответствующая ей температура
воздуха, допустимое напряжение.
Стало быть, решение этого уравнения, относительно длины пролета ℓ,
зависит от начальных условий.
Необходимое по указанным условиям сочетание исходных условий расчета
выбирается сравнением действительного и критических пролетов (прил. 1.10 [1])
Критические пролеты определяются по выражению:
ℓкр
где - коэффициент упругого расширения провода;
- коэффициент линейного расширения провода.
Различают три критических пролета:
1. ℓкр(1)
- определяет переход от расчетных условий при низкой температуре к
среднегодовым условиям. При этом
Определяем отношение сечений алюминия и стали ;
значения нормативные допустимые значения для провода принимаются по
ПУЭ табл.25.7 (прил. 1.12 [1]).
ℓкр(1)
ℓкр(1).
2.
ℓкр(2) определяет переход от расчетных условий
низшей
температуры к условиям наибольшей нагрузки.
При этом
где - наибольшая нагрузка
ℓкр(2)
учитывая, что, получим
ℓкр(2).
3. ℓкр(3)
определяет переход от расчетных среднегодовых условий к условиям
наибольшей нагрузки.
При этом
ℓкр(3)
ℓкр(3).
Возможно четыре соотношения полученных критических пролетов:
1. Если ℓкр(1)< ℓкр(2)< ℓкр(3)
, то это значит, что физический смысл имеют только
два критических пролета ℓкр(1) и ℓкр(3).
Определяющим исходным режимом в уравнении состояния провода в пролете
будет:
а) при ℓрасч< ℓкр(1) - режим ;
б) при ℓрасч> ℓкр(3) - режим
максимальной нагрузки;
в) при ℓкр(1)< ℓрасч< ℓкр(3)
режим среднеэксплуатационных условий.
Тогда уравнение состояния провода в пролете будет соответственно, для:
а) ;
б) ;
в) .
2. Если ℓкр(1)> ℓкр(2)> ℓкр(3)
, то это значит, что физический смысл имеет только ℓкр(2) и
расчет проводится с ограничением напряжения при двух режимах: режим и режим наибольших нагрузок.
Если ℓрасч< ℓкр(2) , то исходный
режим - режим и расчетное уравнение (а).
Если ℓрасч> ℓкр(2) , то исходный
режим - режим максимальных нагрузок и расчетное уравнение (б).
. ℓкр(1) - минимальный, ℓкр(2)< ℓкр(3),
расчетным будет пролет ℓкр(3)
Если ℓрасч< ℓкр(3), исходный режим -
режим среднеэксплуатационных условий, расчетное уравнение (в)
Если ℓрасч> ℓкр(3), исходный режим -
режим максимальных нагрузок и расчетное уравнение (б)
. ℓкр(3) - минимальный, или имеет очень большое значение
- тогда расчетным будет пролет ℓкр(1).
Если ℓрасч< ℓкр(1), то исходный
режим - режими расчетное уравнение (а).
Если ℓрасч> ℓкр(1), то исходный
режим - режим среднегодовых условий расчетное
уравнение (в).
Соотношения, определяющие исходные условия для расчета проводов сведены в
таблицу 12.1.
Таблица 12.1
Случай
|
Соотношения пролетов
|
Исходные напряжения
|
Расчетный критический
пролет
|
1
|
ℓкр(1)<
ℓкр(2)< ℓкр(3)
|
|
ℓкр(1) и ℓкр(2)
|
2
|
ℓкр(1)>
ℓкр(2)> ℓкр(3)
|
|
ℓкр(2)
|
3
|
ℓкр(1)-
минимальный; ℓкр(2)< ℓкр(3)
|
|
ℓкр(3)
|
4
|
ℓкр(3)-
минимальный или имеет очень большое значение
|
|
ℓкр(1)
|
Для рассматриваемого примера имеет случай 1: ℓкр(1)< ℓкр(2)<
ℓкр(3) ;
260.283 < 264.992<267.938
Расчетным критическим пролетом является ℓкр(2), а
исходными напряжениями . Задаемся расчетным пролетом ℓрасч =270 м.
Расчетное уравнение, при
После упрощения получим
Решаем кубическое уравнение в Matchad корнем этого уравнения с достаточной степенью точности можно
считать:
.
Определим стрелу провеса провода для этого режима:
.
Произведем расчет провода для двух возможных режимов.
Расчетные режимы приведены в таблице 12.3.
Таблица 12.3
Расчетный режим
|
Сочетания климатических
условий
|
Номер нагрузки
|
I
|
Провода и тросы покрыты
гололедом, t = -5о С; скоростной напор ветра 0,25g
|
7
|
II
|
Провода и тросы покрыты
гололедом, t = -5о С; ветра нет g =
0
|
3
|
III
|
Скоростной напор ветра - g =
500 н/м2 , , t = -5о С; гололеда нет
|
6
|
IV
|
Среднегодовая температура, tсг = 0о С; ветра и гололеда нет
|
1
|
V
|
Среднегодовая температура, tсг = +15о С; ветра и гололеда нет
|
1
|
VI
|
Низшая температура , ветра
и гололеда нет
|
1
|
VII
|
Максимальная температура ,
ветра и гололеда нет
|
1
|
Определенные выше напряжения провода в низшей точке и стрела провеса
соответствуют - второму режиму.
Для первого режима:
.
Для третьего режима:
.
.
Для четвертого режима:
.
.
Для пятого режима:
.
.
Для шестого режима:
.
.
Для седьмого режима:
.
.
Очевидно, что в одном из расчетных режимов напряжение в проводе не достигло
максимально допустимого значения.
Максимальное значение стрелы провеса достигается в третьем режиме - т.е.
при максимальном скоростном напоре ветра.
Определим расчетную высоту опоры от поверхности земли.
,
где - наименьшее расстояние от проводов воздушной линии до
земли;
- высота гирлянды изоляторов:
для ЛЭП-110 кВ можно принять
ЛЭП-220 кВ можно принять
.
Стандартная высота (рис. 12.1.)
Выбранная опора меньше выбранной на 0,691 м, то оставляем унифицированную
железобетонную, одноцепую, свободностоящую опору на ВЛ-220 кВ марки ПБ-220-1.
Заключение
В ходе курсового проектирования, зная только взаимное расположение
потребителей и их максимальную нагрузку, была спроектирована районная
электрическая сеть.
По суммарной длине трасс воздушных линий, по
возможности технической реализации и по надежности были отобраны две схемы, для
которых производился экономический расчет. По минимуму приведенных затрат был
выбран наиболее удачный вариант схемы электрической сети, для которого был
просчитан максимальный, минимальный и послеаварийный режимы. Анализ режимов
позволил оценить устойчивость и надежность работы сети в установившихся
режимах.
Таким образом, полученная сеть электроснабжения
удовлетворяет всем требования ПУЭ, является наиболее рациональной как по
экономическим, так и по техническим требованиям.
Список использованной литературы
1. Учебно-методическое пособие по курсовому проектированию в
курсе: "Электроэнергетические системы и сети" Е.С. Молошная, О.В.Фоменко,
2014.
. Правила устройства электроустановок (ПУЭ): 7-е изд.,
издательство ДЕАН, 2009.
. Электрические системы: Учеб. Пособие для
электроэнергетических специальностей вузов. В 7т./Под ред. В.А. Веникова.Т.2.
Электрические сети. - М.: Высш. Школа, 1971. - 438с.
. Крюков К.П., Новгородцев Б.П. Конструкции и механический
расчет линии электропередачи. - М.: Издательство МЭИ, 1998.
. Файбисович Д.Л. Укрупненные стоимостные показатели
электрических сетей 35 - 1150 кВ/ Файбисович Д.Л., Карапетян И.Г. - М.: Фолиум,
2003.
. Электротехнический справочник: Справочник / под общ. ред.
В.Г.Герасимов и др. - М.: Издательство МЭИ, 2002.
. Электрические сети в примерах и расчетах/ Н.В. Савина, Ю.В.
Мясоедов, Л.Н. Дудченко. - Благовещенск: Издательство АмГУ, 1999.