Курсовой проект "Разработка схем электрической сети района"

Подробнее
Курсовая работа направления 13.03.02 Электроэнергетика и электротехника
Текстовая версия:

Оглавление

1 Разработка схем электрической сети района 7

2 Предварительное распределение мощностей 10

3 Выбор номинальных напряжений линий 13

4 Выбор сечений и марок провода 15

5 Определение потерь мощности в линиях 19

6 Выбор силовых трансформаторов 23

7 Определение потерь мощности в трансформаторах 25

8 Баланс активных и реактивных мощностей в системе 27

9 Выбор схем подстанций 29

10 Технико-экономическое сравнение вариантов 32

11 Электрический расчёт максимального режима 36

12 Электрический расчёт минимального режима 47

13 Электрический расчёт послеаварийного режима 55

14 Механический расчет 61

Заключение 70

Список использованной литературы 70

Введение

В данном курсовом проекте была поставлена задача по разработки и проектированию районной электрической сети для электроснабжения потребителей разных категорий подстанций по исходным заданным данным. Проектируемая электрическая сеть должна отвечать ряду качеств: эксплуатации, надежности, экономичности, качество электроэнергии, удобство обслуживания и возможности дальнейшего развития.

Для выполнения заданной цели необходимо выполнить несколько этапов, а именно:

разработка схем районной электрической сети, обоснование конструктивного выполнения линий электропередач, выбор двух вариантов для технико-экономического сравнения;

нахождение распределения перетоков мощности в линиях электропередач;

определение наиболее экономически выгодного напряжения электрической сети по экономическим зонам применения электропередач;

выбор сечений и типов проводов;

нахождение активно-реактивных потерь в линиях электропередач;

выбор типов, числа, и мощности силовых трансформаторов;

нахождение активно-реактивных потерь мощности в силовых трансформаторах;

определение баланса мощности в проектируемой энергосистемы;

выбор типовых схем подстанций с учетом выбора силовых трансформаторов;

определение из двух более технико-экономически выгодного варианта с учетом капитальных затрат;

определение суммарных расчетных затрат по каждому из двух вариантов и выбор более экономически оптимального варианта;

расчёт основных установившихся режимов работ выбранного варианта энергосети (максимального, минимального, послеаварийного);

определение активной и реактивной нагрузки подстанций;

нахождение потоков мощности с потерями и без потерь в ветвях линий энергосистемы;

нахождение реального перетока потоков мощности

для всех трех режимов;

определение напряжения на шинах высокого напряжения

подстанции;

выбор ответвлений у силовых трансформаторов, нахождение напряжения с учетом потерь в трансформаторах на шинах низшего напряжения электроподстанций;

определение необходимости о компенсирующих устройств реактивной мощности;

механический расчет с учетом погодных условий линий электропередач;

определение удельных механических нагрузок;

выбор унифицированных железобетонных опор.

Проектируемая районная сеть рассчитана для передачи большого количества мощности крупным потребителям, в соответствии с этим выполнение таких сетей производится на напряжение 110 кВ и выше.

1 Разработка схем электрической сети района

Для решения задачи по проектированию курсового проекта были представлены заданные начальные данные, которые включают себя расположение координат двух независимых источников питания бесконечной мощности, координаты места положения электрических подстанций и их номинальные активные мощности, так же указан коэффициент часов использования максимума нагрузок. Заданные данные по данному варианту курсового проекта приведены в таблицы 1.1

Таблица 1.1 Заданные данные

Координаты источника питания

Координаты подстанций

Расчетная активная нагрузка подстанций на шинах вторичного напряжения. (МВт)

Число часов использования максимума нагрузок

X

Y

X1

Y1

X2

Y2

X3

Y3

X4

Y4

Р1

Р2

Р3

Р4

ТН (час)

11

0

5

1

9

-2

5

-2

1

-5

70

60

60

46

4500

Рисунок 1.1 – Графическое изображение заданных данных и план проектируемой энергосистемы

Расстояние линий между источниками питания и электроподстанциями в таблице 1.2.

Таблица 1.2 – Расстояние между узлами

Узлы

Ветвь

Длина

А-4

L1

51

4-2

L2

72

2-3

L3

30

3-1

L4

40

B-1

L5

28

A-4

L6

61

A-2

L7

16

Коэффициент мощности для данной проектируемой энергосистемы составляет cosφ=0,9.

Для более точного проектирования энергосистемы рассмотрим минимум четыре варианта соединения электроподстанций с источниками питания представленных графически на рисунке 1.2.

Рисунок 1.2Варианты схем районных энергосистем

В дальнейшим будем проектировать схемы соединений вариантов 1 и 2, т.к. в третьем варианте мы имеем раздельное питание (что не отвечает принципу надежности и безопасности эксплуатации энергосистем). Касательно второго варианта, при аварии и потери источника В имеем удалённую подстанцию Р2=60 кВт, что приводит к большим перетокам мощности и потерям в линиях. Для выбранных вариантов соединения схем выполняется дальнейшие проектирование.

2 Предварительное распределение мощностей

Рисунок 2.1 Участок схемы перетока мощности между источниками питания и всеми электроподстанциями

Протекание мощности в линиях схемы L1-L5 определяются:

Проверка:

На рисунке 2.3. изображена участок схемы перетока мощности для второго варианта.

<Object: word/embeddings/oleObject1.bin>

Рисунок 2.3 – Переток мощности между источником питания и

электроподстанцией 1

Рисунок 2.4Участок схемы перетока мощности между источниками питания и электроподстанциями один, два, три, четыре

Проверка:

3 Выбор номинальных напряжений линий

Районные энергосистемы в большинстве своем случае строятся на напряжение 110, 220 кВ которое используется для питания больших промышленных предприятий, городов и т

Выбор наиболее экономического номинального напряжения может быть произведен по формуле:

Uэк = <Object: word/embeddings/oleObject2.bin>,

Где L длина линии в километрах, а Рпереток мощности данной линии МВт.

Для первого варианта:

Расчетное номинальное напряжение линий Uном = 220 кВ для А-1 (L1), 1-2 (L2), 2-3 (L3), B-3 (L4), B-4(L5), A-4(L6).

Определяем номинальные напряжения для второго варианта линий:


4 Выбор сечений и марок провода

Токи в линиях определяются по формуле:

Определяем токи в линиях первого и второго вариантов:

Токи в линиях первого варианта:

Согласно ПЭУ для воздушных высоковольтных линий для проектируемой энергосистемы лучше всего подойдут провода АС (сталеалюминевые), т.к. они отвечают ряду качеств необходимых для нормальной безопасной, надежной работы воздушных линий. Примем исходя с из начальных данных экономическую плотность тока δэк = 1,0 А/мм2 при Тм = 4000 ч/год.

Учитывая потери на «корону» минимальное сечение провода для линий напряжения 220 кВ должно составлять не менее 240 мм2, а для лини напряжения 110 кВ минимальное сечение провода составляет не менее 70 мм2. В таблицы 4.1 приведены сечение, марка и параметры выбранных проводов для первого варианта.

Таблица 4.1 Параметры выбранных проводов

I Вариант

А-4

4-2

2-3

3-1

B-1

№ линии

1

2

3

4

5

Марка провода

АС-240/32

АС-240/32

АС-240/32

АС-240/32

АС-400/32

Iдоп, А

610

610

610

610

835

0,118

0,118

0,118

0,118

0,075

, Ом/км

0,42

0,42

0,42

0,42

0,42

, Ом/км

2,7

2,7

2,7

2,7

2,7

Для второго варианта:

Согласно ПЭУ для воздушных высоковольтных линий для проектируемой энергосистемы лучше всего подойдут провода АС (сталеалюминевые), т.к. они отвечают ряду качеств необходимых для нормальной безопасной, надежной работы воздушных линий. Примем исходя с из начальных данных экономическую плотность тока δэк = 1,0 А/мм2 при Тм = 4000 ч/год.

Далее необходимо рассчитать сечения жил в зависимости от тока нагрузки:

Исходя из полученных расчетных данных выполняем оптимальный выбор сечений марок проводов для второго варианта таблицу 4.2.

Таблица 4.2 Параметры выбранных проводов

IΙ Вариант

А-1

1-2

2-3

В-3

B-1

№ линии

1

2

3

4

5

Марка провода

АС-240/19

АС-240/39

АС-240/39

АС-

400/39

АС-185/32

Iдоп, А

605

605

605

835

505

0,121

0,121

0,121

0,075

0,162

, Ом/км

0,42

0,42

0,42

0,42

0,4

, Ом/км

2,7

2,7

2,7

2,7

2,8

После выбора сечений провода проверяются на термическую стойкость в аварийном режиме: Iдоп Iав

Для первого варианта считается, что в результате повреждения сети отключилась наиболее загруженная линия В-1. Необходимо рассчитать токи всех остальных линий, кроме отключившихся:

У второго варианта самой нагруженной линией оказалась В-3 поэтому проверяем на термическую стойкость сечение проводов при потери лини В-3. Найдем токи всех остальных линий, кроме отключившихся:

Все провода проходят термическую стойкость на нагрев.


5 Определение потерь мощности в линиях

Для дальнейших расчетов определим погонные параметры линий по формулам:

Для первого варианта схемы:

По полученным данным заполним таблицу 5.1.

Таблица 5.1. – Погонные параметры линии электропередач

№ линии

1

2

3

4

5

I Вариант

RЛ, Ом

6,171

8,712

3,63

4,84

2,1

XЛ, Ом

21,42

30,24

12,6

16,8

11,76

ВЛ, См∙10-6

116,1

97,2

137,7

86,4

140

Определим активно-реактивные потери мощности в линиях.

Первый вариант:

Суммарные потери мощности в линиях первого варианта:

Для второго варианта схемы:

Таблица 5.2 Погонные параметры линий

№ линии

1

2

3

4

5

ΙI Вариант

RЛ, Ом

6,171

8,712

3,63

4,84

9,88

XЛ, Ом

21,42

30,24

12,6

16,8

24,4

ВЛ, См∙10-6

137,7

194,4

81

108

78,4

Определим активно-реактивные потери мощности в линиях.

Для второго варианта:

Суммарные потери мощности в линиях второго варианта:


6 Выбор силовых трансформаторов

Согласно ПЭУ для первой и второй категории электро потребителей необходимо два независимых источника питания, поэтому на электроподстанция устанавливают два трансформатора, где мощность отдельного из трансформаторов выбирается исходя из формулы:

ST ≥ (0.65÷0.75 SМ,

где SМ – мощность в период прохождения максимума нагрузки.

Такую мощность периода прохождения максимума нагрузки найдем:

Определим мощность трансформаторов:

Теперь находим стандартные номинальные мощности для рассчитанных значений и выбираем трансформаторы. Все параметры выбранных трансформаторов занесены в таблицу 6.1.

Для первого варианта данные трансформаторов.

Таблица 6.1 – Паспортные данные трансформаторов

№ подстанции

1

2

3

4

ST, МВ·А

35,7

37,3

46,6

61

Тип трансформатора

ТРДН-40000/220

ТДН-63000/220

ТДН-63000/220

ТДН-63000/220

SСT, МВ·А

40

63

63

63

UB, кВ

230

230

230

230

UН, кВ

38,5

121

121

121

ΔPXX, кВт

55

45

45

45

ΔPКЗ, кВт

220

215

215

215

ΔQXX, кВар

440

315

315

315

IXX, %

1,1

0,5

0,5

0,5

RTР, Ом

7,2

4,2

4,2

4,2

XTР, Ом

40

91,6

91,6

91,6

UК, %

22

35,7

35,7

35,7

Для второго варианта:

Таблица 6.2 Паспортные данные для силовых трансформаторов.

№ подстанции

1

2

3

4

ST, МВ·А

31,1

54,5

12,5

19,5

Тип трансформатора

ТРДН-40000/220

ТРДЦН-63000/220

ТДН-63000/220

ТДН-63000/110

SСT, МВ·А

40

63

63

63

UB, кВ

230

230

230

115

UН, кВ

38,5

121

121

-

ΔPXX, кВт

55

45

45

59

ΔPКЗ, кВт

220

215

215

260

ΔQXX, кВар

440

315

315

410

IXX, %

1,1

0,5

0,5

0,6

RTР, Ом

7,2

4,2

4,2

0,87

XTР, Ом

40

91,6

91,6

22

UК, %

22

35,7

35,7

10,5


7 Определение потерь мощности в трансформаторах

Назначение силовых трансформаторов в схемах снабженияизменение класса напряжения без изменения частоты и мощности. Однако небольшая часть энергии расходуется внутри трансформатора. Часть этой энергии электромагнитного поля обеспечивает работу самого трансформатора и затрачивается на создание рабочего магнитного потока, не преобразуется в другой вид энергии, следовательно для описания скорости ее изменения используется реактивная мощность.

Помимо магнитного потока, связанного с обоими обмотками в трансформаторах можно выделить магнитные потоки, которые замыкается только через одну обмотку или по воздуху таки потоки называются потоки рассеивания.

Так же в трансформаторе присутствуют потери короткого замыкания, которые выражаются в виде нагрева обмоток трансформатора.

Потери холостого хода выражаются в виде на перемагничивание сердечника и нагрев вихревых токов.

Активные и реактивные потери найдем по следующим формулам:

,

где <Object: word/embeddings/oleObject3.bin>- полная мощность подстанции,<Object: word/embeddings/oleObject4.bin>- номинальная мощность трансформатора.

Суммарные потери мощности:

Для первого варианта:

Потери мощности в трансформаторе для второго варианта:

Суммарная разность мощности на выходе и на входе:

Для второго варианта:


8 Баланс активных и реактивных мощностей в системе

Баланс мощностей представляет собой следствие выражение закона сохранения энергии - суммарная генераторная мощность вырабатываемая источниками энергии должна быть равна сумме мощностей потребителей данного района энергосистемы. И используется для проверки правильности расчета электрических энергосистем.

гдеPГ генераторная мощность источников, МВт;

PН номинальная мощность подстанций, МВт;

∑ΔPЛ и ∑ΔPТ потери активной мощности в проводах линий и в силовых трансформаторах, МВт;

0,9 – коэффициент мощности;

Pс.н. – расход на собственные нужды, принимается равным 10%PН;

PР – резерв активной мощности, принимается равным 10%PН;

Для первого варианта схемы:

Для второго варианта:

Уравнение баланса реактивной мощности:

где QГ – суммарная реактивная мощность источников, МВАр;

QC – зарядная мощность линии, МВАр;

0,95 – коэффициент одновременности для реактивных нагрузок;

где 0,625 – tgφ для новых поколений генераторов.

Реактивная мощность источников питания:

Для первого варианта:

Для второго варианта:

Найдём зарядные мощности линий с помощью выражения:

Для первого варианта:

Сложив все зарядные мощности линий получим:

Найдём зарядные мощности линий для второго варианта:

Сложив все зарядные мощности линий получим:

Нагрузка проектируемой сети для первого варианта определяется:

Нагрузка проектируемой сети для второго варианта определяется:

Баланс реактивной мощности для первого варианта:

Баланс реактивной мощности для второго варианта:

В системе не наблюдается дефицит реактивной мощности. Это подтверждается и расчетами, так как вырабатываемая реактивная мощность больше потребляемой. Система не нуждается в компенсационных установках для компенсации реактивной мощности.

9 Выбор схем подстанций

Главная схема электрических соединений энергообъекта представляет собой огромный набор электротехнического оборудования, силовой, коммутационной аппаратуры того ведущий частей, наглядно показывающее их соединение между собой.

В различных режимах работы энергообъекта главная схема соединений должна обеспечивать связи ее присоединений между собой. Поэтому требования качества к ГС следующие:

надежность при повреждение кого либо узла схемы и его выхода из строя должна обеспечиваться нормальное питание исправных присоединений;

ремонтоспособность вывод в ремонт какого-либо узла схемы не должен вызывать нарушение работы исправных элементов и присоединений;

гибкость возможность быстро включения или отключения исправных присоединений;

экономичность схема должна удовлетворять всем качества приведённым выше при минимальных затратах на ее реализацию.

Для проектируемой системы применяем схемы, представленные на рисунках 9.1 и 9.2

Рисунок 9.1 – Схема мостика с выключателями в цепях линий и в ремонтной перемычке со стороны ЛЭП для транзитных подстанций

Рисунок 9.2 – Схема два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий, применяются для тупиковых и ответвительных подстанций

В первом варианте главная схема электроподстанций выбирается схема мостика с выключателями и ремонтной перемычкой со стороны линий электропередач на рисунке 9.1. так как все электроподстанции представляются транзитными.

Главные схемы подстанций для второго варианта, кроме тупиковой подстанции , оказываются соединенные магистрально и представляются транзитными, для данных электроподстанций выбирается схема мостика с выключателями и ремонтной перемычкой со стороны линий электропередач на рисунке 9.1. Для тупиковой подстанции выбирается два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий 2


10 Технико-экономическое сравнение вариантов

Показателем экономической эффективности являются суммарные приведенные затраты, определяемые по формуле:

где нормативный коэффициент эффективности капиталовложений;

– единовременные капиталовложения в сооружаемую сеть;

– ежегодные эксплуатационные расходы (издержки).

Капвложения в электрическую сеть рассчитываются исходя из стоимости электрооборудования и цены на линии ЭП, а также цены на обслуживание самой подстанции и прилежащей к ней территории.

Капитальные вложения в линии для первого варианта:

Капитальные вложения в трансформаторы определяются, используя данные из приложения в методических указаниях:

Для определения стоимости ячеек с выключателями и отделителями воспользуемся приложениями из методических указаний.

Постоянную часть затрат:

Суммарные капитальные вложения в сооружения сети по первому варианту:

Также важной величиной для сравнения затрат на сеть является величина годовых эксплуатационных издержек, включающих в себя издержки на обновление оборудования в перспективе (амортизация) и издержки на цену потерянной годовой электроэнергии. Эти величины найдем исходя из формулы:

где полные годовые отчисления на амортизацию и обслуживание сети;

стоимость потерянной за год электроэнергии.

Находим отчисления на амортизацию и обслуживание линий:

Находим отчисления на амортизацию и обслуживание силового оборудования (трансформаторов, выключателей, отделителей):

Ежегодные издержки на обновление оборудования в перспективе (амортизация):

Определяем стоимость потерянной за год электроэнергии по формуле:

где время, за которое можно определить годовые потери; ч;

– количество часов в году;

– удельные приведенные затраты на 1 кВт·ч.

Время максимальных потерь определяем по формуле:

Годовые эксплуатационные издержки:

Приведенные затраты по первому варианту:

Капитальные вложения в линии для второго варианта:

Затраты на трансформаторы для оставшегося из вариантов составит:

Стоимость ячеек с выключателями и отделителями

Постоянная часть затрат:

Общие расходы на оставшийся из вариантов составит:

Годовые эксплуатационные издержки для оставшегося из вариантов:

Отчисления на обновление линий в перспективе (амортизация):

Отчисления на обновление силового оборудования в перспективе:

Цена за годовую потерю электроэнергии:

Годовые эксплуатационные издержки:

Общие затраты на оставшийся из вариантов схем:

Затраты на второй вариант превосходит первый вариант на 4731 тысуб. поэтому выбираем для дальнейшей разработки первый вариант электрической сети района, который является более экономичным.


11 Электрический расчёт максимального режима

Определяем реактивную мощность нагрузок по формуле:

Определяем расчётную нагрузку подстанций, для чего приводим нагрузку к шинам высшего напряжения:

Сопротивление линий, (Ом):

Предварительно проведем расчет распределения мощностей в ЛЭП без учета потерь в линия.

Рисунок 11.2 – Распределение мощности между источниками питания и

ПС-1, ПС-2,ПС-3,ПС-4

Далее проведем расчет мощности в начале и конце линии с учетом потерь. Потому что потери в высоковольтных линиях электрических станциях и подстанциях составляют значительную часть от передаваемой энергии ,около 15%. Потери в высоковольтных линия складываются из активных потерь на нагрев проводов (по закону Джоуля-Ленца) и реактивных потерь затрачивающихся на создание электромагнитного поля вокруг проводов (тем самым оказывая негативная влияние друг на друга ) и зарядную мощность лини.

В каждой линии рассчитаем мощность вначале и конце, определим величину потерь в каждой из линий электропередач.

Примем мощность в конце линии L3:

МВА.

Активно-реактивные потери мощности в линии L3:

Мощность в начале линии L3:

MBA

Мощность в конце линии:

Активно-реактивные потери мощности в линии L2:

Мощность в начале линии L2:

Мощность в конце линии L1:

Aктивно-реактивные потери в линии L1:

Мощность в начале линии L1:

Мощность в конце линии L4:

Активно-реактивные потери мощности в линии L4:

Мощность в начале линии L4:

Мощность в конце линии L4:

МВА

Активно-реактивные потери мощности в линии L4:

Мощность в начале линии L4:

Определяем действительную величину плотности тока в линиях:

Плотность тока в линиях и близка к экономической, в линиях , ,,– значительно меньше экономической плотности тока, но выбор меньшего сечения провода невозможен из-за явления «короны» и проверки на токи при аварии в энергосистеме.

Определим коэффициенты полезного действия линий:

Определяем напряжение на шинах высшего напряжения электроподстанций. Это необходимо для наглядного и расчетного представления о правильности выбора силовых трансформаторов для обеспечения качественной электроэнергией электропотребителей. Потому что согласно ПУЭ напряжение не должно откланяться от своего номинального значения в пределах 5%. Это достигается за счет регулирования напряжение под нагрузкой с помощью РПН которыми обеспечены выбранные силовые трансформаторы. Полагаем, что в режимах номинальных нагрузок напряжение поддерживается на уровне 242 кВ и 121кВ.

Потери напряжения в линиях электропередач обуславливается наличием активно-реактивного сопротивления. По закону Ома определяем величину потерь напряжения в линиях проектируемой энергосистемы:

Определим потери напряжения в лини L1:

Найдем напряжение на шинах ВН электроподстанции 1:

Определим потери напряжения в L4:

Найдем напряжение на шинах ВН электроподстанции 3:

Определим потери напряжения в L2:

Найдем напряжение на шинах ВН электроподстанции 2:

Определим потери напряжения в L3:

Найдем напряжение на шинах ВН электроподстанции 2:

Усредним напряжение на шинах ВН электроподстанции 2:

Просчитаем потери напряжения трансформаторов:

Просчитаем напряжение на шинах низшего напряжения электроподстанций, приведем к ступени ВН:

Для обеспечения высокого качества электроэнергии необходимо про регулировать отклонение напряжения на зажимах электроприемника с помощью РПН, все выбранные трансформаторы снабжены этим устройством.

Исходя из ПУЭ задаёмся желаемым напряжением на шинах НН подстанций: UЖ = 10,5 кВ.

Определяем напряжение расчётных ответвлений по формуле

В таблицах 12.1 и 12.2 представлены данные ступени регулирования напряжения РПН для 220 и 110 кВ соответственно. 0 ступень соответствует 230 или 115 кВ.

Таблица 11.1 – Ступени регулирования напряжения РПН

U, кВ

257,6

255,3

253

250,7

248,4

246,1

243,8

241,5

239,2

236,9

234,6

232,3

230

Ступень

+12

+11

+10

+9

+8

+7

+6

+5

+4

+3

+2

+1

0

U, кВ

202,4

204,7

207

209,3

211,6

213,9

216,5

218,5

220,8

223,1

225,4

227,7

230

Ступень

-12

-11

-10

-9

-8

-7

-6

-5

-4

-3

-2

-1

0

Таблица 11.2 – Ступени регулирования напряжения РПН

U, кВ

133,43

131,37

129,33

127,28

125,23

123,19

121,14

119,02

117,04

115

Ступень

+9

+8

+7

+6

+5

+4

+3

+2

+1

0

U, кВ

97,58

99,63

101,67

102,72

104,77

106,82

108,86

110,91

112,95

115

Ступень

-9

-8

-7

-6

-5

-4

-3

-2

-1

0

По таблице найдем ближайшие большие значения (стандартные):

Определяем действительное напряжение на шинах низшего напряжения электроподстанций по формуле:

Находим отклонения напряжения от желаемого по формуле:

Согласно ПЭУ отклонение напряжение не превышает допустимого значения в 5%, поэтому считаем, что выбранные трансформаторы обеспечивают качественную подачу электроэнергии.

12 Электрический расчёт минимального режима

В минимальном режиме величина нагрузки составляет 30% максимальной. Определим нагрузки подстанций

В минимальном режиме на каждой электроподстанции в работе остается только один трансформатор, а второй выводится на холостой ход.

Определяем активно-реактивные мощности в трансформаторах:

Определяем расчётную нагрузку подстанций:

Сопротивление линий, (Ом):

В первую очередь найдем распределение мощности без учета потерь мощности в линиях:

Рисунок 12.2 Переток мощности между источниками питания и

ПС-1, ПС-2,ПС-3,ПС-4

Далее найдем действительное распределение мощностей с учетом потерь мощности в линиях.

Примем мощность в конце линии L3:

МВА.

Активно-реактивные потери мощности в линии L3:

Мощность в начале линии L3:

MBA

Мощность в конце линии:

Активно-реактивные потери мощности в линии L2:

Мощность в начале линии L2:

Мощность в конце линии L1:

Aктивно-реактивные потери в линии L1:

Мощность в начале линии L1:

Мощность в конце линии L4:

Активно-реактивные потери мощности в линии L4:

Мощность в начале линии L4:

Мощность в конце линии L5:

МВА

Активно-реактивные потери мощности в линии L5:

Мощность в начале линии L4:

Для минимального режима не имеет практического применения расчет действительного плотности тока в линиях и коэффициента полезного действия линий.

Определяем напряжение на шинах высшего напряжения электроподстанций. Это необходимо для наглядного и расчетного представления о правильности выбора силовых трансформаторов для обеспечения качественной электроэнергией электропотребителей. Потому что согласно ПУЭ напряжение не должно откланяться от своего номинального значения в пределах 5%. Это достигается за счет регулирования напряжение под нагрузкой с помощью РПН которыми обеспечены выбранные силовые трансформаторы. Полагаем, что в режимах номинальных нагрузок напряжение поддерживается на уровне 242 кВ и 121кВ.

Потери напряжения в линиях электропередач обуславливается наличием активно-реактивного сопротивления. По закону Ома определяем величину потерь напряжения в линиях проектируемой энергосистемы:

Определим потери напряжения в лини L1:

Найдем напряжение на шинах ВН электроподстанции 1:

Определим потери напряжения в L4:

Найдем напряжение на шинах ВН электроподстанции 3:

Определим потери напряжения в L2:

Найдем напряжение на шинах ВН электроподстанции 2:

Определим потери напряжения в L3:

Найдем напряжение на шинах ВН электроподстанции 2:

Усредняем напряжение на шинах ВН электроподстанции 2:

Определим потери напряжения в L5:

Найдем напряжение на электроподстанции 4:

Определим потери напряжения в L6:

Найдем напряжение на электроподстанции 4:

Усредняем напряжение на шинах ВН подстанции 4

Просчитаем потери напряжения в трансформаторах:

Просчитаем напряжение на шинах низшего напряжения электроподстанций, приведем к ступени ВН:

Для обеспечения высокого качества электроэнергии необходимо про регулировать отклонение напряжения на зажимах электроприемника с помощью РПН, все выбранные трансформаторы снабжены этим устройством.

Исходя из ПУЭ задаёмся желаемым напряжением на шинах НН подстанций: UЖ = 10,5 кВ.

Определяем напряжение расчётных ответвлений по формуле

По таблице 12.1 и таблице 12.2 найдем ближайшие большие стандартные значения:

Определяем действительное напряжение на шинах низшего напряжения электроподстанций по формуле:

Находим отклонения напряжения от желаемого по формуле:

Согласно ПЭУ отклонение напряжение не превышает допустимого значения в 5%, поэтому считаем, что выбранные трансформаторы обеспечивают качественную подачу электроэнергии.
13. Электрический расчёт послеаварийного режима.

Рисунок 13.1 – Схема послеаварийного режима

Аварийным режимом для проектируемой энергосети является схема на рис. 14.2. Из схемы видно, что аварийным режимом является отключение линий и .

Определяем расчётную нагрузку подстанций:

Определяем напряжение на шинах высшего напряжения электроподстанций. Это необходимо для наглядного и расчетного представления о правильности выбора силовых трансформаторов для обеспечения качественной электроэнергией электропотребителей. Потому что согласно ПУЭ напряжение не должно откланяться от своего номинального значения в пределах 5%. Это достигается за счет регулирования напряжение под нагрузкой с помощью РПН, которыми обеспечены выбранные силовые трансформаторы. Полагаем, что в режимах номинальных нагрузок напряжение поддерживается на уровне 242 кВ и 121кВ.

Потери напряжения в линиях электропередач обуславливается наличием активно-реактивного сопротивления. По закону Ома определяем величину потерь напряжения в линиях проектируемой энергосистемы:

Примем мощность в конце линии L3:

МВА.

Активно-реактивные потери мощности в линии L3:

Мощность в начале линии L3:

MBA

Мощность в конце линии:

Активно-реактивные потери мощности в линии L2:

Мощность в начале линии L2:

Мощность в конце линии L1:

Aктивно-реактивные потери в линии L1:

Мощность в начале линии L1:

Рассчитаем токи в послеаварийном режиме, по полученным значения окончательно определимся с выбором проводов линий электропередач:

Все выбранные провода удовлетворяют условию IдопIав

Определяем напряжение на шинах высшего напряжения электроподстанций. Это необходимо для наглядного и расчетного представления о правильности выбора силовых трансформаторов для обеспечения качественной электроэнергией электропотребителей. Потому что согласно ПУЭ напряжение не должно откланяться от своего номинального значения в пределах 5%. Это достигается за счет регулирования напряжение под нагрузкой с помощью РПН которыми обеспечены выбранные силовые трансформаторы. Полагаем, что в режимах номинальных нагрузок напряжение поддерживается на уровне 242 кВ и 121кВ.

Потери напряжения в линиях электропередач обуславливается наличием активно-реактивного сопротивления. По закону Ома определяем величину потерь напряжения в линиях проектируемой энергосистемы:

Определим потери напряжения в лини L1:

Найдем напряжение на шинах ВН электроподстанции 1:

Определим потери напряжения в L2:

Найдем напряжение на шинах ВН электроподстанции 2:

Определим потери напряжения в L3:

Найдем напряжение на шинах ВН электроподстанции 3:

Определим потери напряжения в L6:

Найдем напряжение на электроподстанции 4:

Просчитаем потери напряжения в трансформаторах:

Просчитаем напряжение на шинах низшего напряжения электроподстанций, приведем к ступени ВН:

Для обеспечения высокого качества электроэнергии необходимо про регулировать отклонение напряжения на зажимах электроприемника с помощью РПН, все выбранные трансформаторы снабжены этим устройством.

Исходя из ПУЭ задаёмся желаемым напряжением на шинах НН подстанций: UЖ = 10,5 кВ.

Определяем напряжение расчётных ответвлений по формуле

По таблице 12.1 и таблице 12.2 найдем ближайшие большие стандартные значения:

Определяем действительное напряжение на шинах низшего напряжения электроподстанций по формуле:

Находим отклонения напряжения от желаемого по формуле:

Согласно ПЭУ отклонение напряжение не превышает допустимого значения в 5%, поэтому считаем, что выбранные трансформаторы обеспечивают качественную подачу электроэнергии.

14 Механический расчёт проводов

Выполним расчёт проводов АС-240 для линии l-1.

Для данной линии, в соответствии с начальными условиями о 2 районе по гололеду и 3 районе по ветру определяем следующие данные:

С = 10 мм; g = 50 кгс/м2; tmin = - 40 оС; tэкон = 0 оС; tmax = 40 оС.

Температура гололедообразования: tГ = - 5 оС.

Для выбранного провода параметры заносятся в таблицу 14.1.

Таблица 14.1Параметры для механического расчёта

Марка провода

АС-240

Сечение алюминия, мм2

244

Сечение стали, мм2

31,7

Общее сечение провода F, мм2

275,7

Диаметр провода d, мм

21,6

Масса 1 км провода G, кг

924

Просчитаем удельную нагрузку от собственной массы провода по формуле:

Просчитаем удельную нагрузку от массы гололёда по формуле:

Просчитаем нагрузку от массы провода с гололёдом по формуле:

Вычислим удельную нагрузку от ветра на провода без гололёда по формуле:

где α = 0,783 при g = 500 н/м2 – коэффициент, учитывающий неравномерность давления ветра по пролёту;

СХ = 1,1 при d > 20 мм – коэффициент лобового сопротивления.

Вычислим удельную нагрузку от ветра на провод с гололёдом по формуле:

Принимаем α = 1,0 при скоростном напоре менее 27 кгс/м2;

СХ = 1,1 при d > 20 мм

Просчитаем удельную нагрузку от ветра и веса провода без гололёда по формуле:

Просчитаем удельную нагрузку от ветра и веса провода с гололёдом по формуле:

Вычислим отношение сечений алюминия и стали:

По таблицам ПУЭ для выбранных проводов марки АС-240 выбираем следующие параметры и записываем в таблицу 14.2.

Таблица 14.2 Механические характеристики провода

Марка провода

АС-240

Модуль упругости Е, н/мм2

8,25·104

Температурный коэффициент линейного удлинения α, 1/град.

19,2·10-6

Допустимые напряжения при:

наибольшей нагрузке σГ, н/мм2

низшей температуре σН, н/мм2

среднегодовой температуре σЭ, н/мм2

122

122

81

Вычислим критические пролёты по формулам:

При соотношении пролётов расчётным критическим пролётом является l2k и исходными напряжениями <Object: word/embeddings/oleObject5.bin>.

Таблица 14.3 – Расчётные режимы проводов

Расчётный режим

Сочетание климатических условий

Номер

нагрузки

I

II

III

IV

V

VI

VII

Провода и тросы покрыты гололёдом, t = - 5 оС, скоростной напор ветра 0,25 g.

Провода и тросы покрыты гололёдом, t = - 5 оС, ветра нет (g = 0).

Скоростной напор ветра g, t = - 5 оС, гололёда нет.

Среднегодовая температура tэкон = 0 оС, ветра и гололёда нет.

При t = + 15 оС, ветра и гололёда нет.

Низшая температура tmin = - 40 оС, ветра и гололёда нет.

Максимальная температура tmax = + 40 оС, ветра и гололёда нет.

7

3

6

1

1

1

1

Исходя из предыдущих расчетов получаем и тогда только lкр(2) имеет смысл и расчет будет производится с ограничением напряжения при минимальном режиме и режиме наибольших нагрузок.

Расчетным критическим пролетом будет являться второй, а исходными напряжениями провода минимальное и максимальное. Зададимся расчетным пролетом 270 м. Тогда расчетное уравнение будет при t=tг.

Режим I является исходным:,5

Вычислим стрелу провеса провода для этого режима.

Рассчитаем режим II, при t = - 5 оС без ветра c гололёдом:

Корнем получившегося уравнения является:

Вычислим стрелу провеса провода для этого режима.

Рассчитаем режим III, при t = - 5 оС без гололёда с ветром:

Вычислим стрелу провеса провода для этого режима.

Рассчитаем режим IV, при t = 0 оС без гололёда и ветра:

Вычислим стрелу провеса провода для этого режима.

Рассчитаем режим V, при t = + 15 оС, ветра и гололёда нет:

Вычислим стрелу провеса провода для этого режима.

Рассчитаем режим VI, при t = - 40 оС без гололёда и ветра:

Вычислим стрелу провеса провода для этого режима.

Рассчитаем режим VII, при t = 40 оС без гололёда и ветра:

Вычислим стрелу провеса провода для этого режима.

Из ходя из расчетов можно сделать вывод, что напряжения провода не достигло и не превысило максимально допустимых значений.

Максимальное значение стрелы провеса провода fмакс = 5,1 м было достигнуто в 1режиме.

Теперь выбираем тип опоры для подсчитанного пролета. Определяем расчетную высоту опоры:

hнаименьшее расстояние от проводов воздушных линий до поверхности земли, для ЛЭП-220 кВ можно принять

Принимая формулу вместе с расчётными значениями:

В соответствии с методическими указаниями была выбрана железобетонная опора ПБ 220-1 с Нстанд= 16,0 м (рисунок 14.1).

Линия напряжения 110 кВ имеет сечение провода АС-240 поэтому возьмем такую же расчетную длину 270 м, как и для линии напряжения 220 кВ.

Максимальное значение стрелы провеса провода fмакс = 5,1 м было достигнуто в 1режиме.

Теперь выбираем тип опоры для подсчитанного пролета. Определяем расчетную высоту опоры:

hнаименьшее расстояние от проводов воздушных линий до поверхности земли, для ЛЭП-110 кВ можно принять

Принимая формулу вместе с расчётными значениями:

В соответствии с методическими указаниями была выбрана железобетонная опора ПБ 110-1с Нстанд= 14,5 м (рисунок 14.2).

<Object: word/embeddings/oleObject6.bin>

Рисунок 14.1.  Железобетонная промежуточная одноцепная свободностоящая опора ВЛ-220 кВ. (ПБ 220-1)

<Object: word/embeddings/oleObject7.bin>

Рисунок 14.2 Железобетонная промежуточная одноцепная свободностоящая опора ВЛ-110 кВ. (ПБ 110-1)


Заключение.

Для выполнения задачи была спроектирована энергосистема содержащая два источника питания (бесконечной мощности) и четыре электроподстанции. Были выполнены и решены следующие задачи по проектированию:

Спроектируемая энергосистема отвечает ряду качеств: эксплуатации, надежности, экономичности, качеству электроэнергии, удобство обслуживания и возможности дальнейшего развития.


Список использованной литературы.