Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Министерство образования и науки Российской Федерации
ФГАОУ «Российский государственный профессионально-педагогический университет»
Институт электроэнергетики и информатики
Кафедра автоматизированных систем электроснабжения
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
ПО ДИСЦИПЛИНЕ «ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ И СИСТЕМЫ»
НА ТЕМУ
«Проектирование развития районной электрической сети»
Вариант 35
Работу выполнил: Шмидт Т.А.
группа: ЭМ-402
Руководитель: Морозова И.М.
Для заданного варианта расположения и мощности потребителей выбрать схему развития районной электрической сети при соблюдении заданных требований к надежности схемы и качеству электроэнергии, отпускаемой потребителям.
При выполнении задания на курсовое проектирование необходимо:
Дополнительные исходные данные:
РАЗРАБОТКА ВАРИАНТОВ РАЗВИТИЯ СЕТИ
При разработке вариантов развития сети электроснабжения потребителей, учтены следующие обстоятельства:
-по разомкнутой (радиальной) схеме (вариант А), тогда потребители узла 1 и 2 категорий будут получать энергию по двум одноцепным линиям длиной 56 км.
- по кольцевой (вариант Б) схеме, тогда потребители будут получать питание от ИП 1 по одной одноцепной линии длиной 56 км и от узла 5 по одной одноцепной линии. Длина проектируемой линии 7-5 равна 24 км.
Для построения рациональной конфигурации сети для заданного расположения потребителей намечаем два варианта, из которых на основе технико-экономического сравнения вариантов выбирается лучший. Выбранный вариант должен обладать необходимой надёжностью, экономичностью, гибкостью.
Схема А Схема Б
2.ВЫБОР НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ СЕТИ
1.Выбираем номинальное напряжение. Величина номинального напряжения узла зависит от передаваемой мощности и длины линии электропередач. Для выбора номинального напряжения воспользуемся формулой Илларионова.
где L – длина линии электропередач, км;
Р – передаваемая по линии мощность, МВт;
U – рекомендуемое напряжение, кВ.
2.Результаты расчёта по формуле Илларионова для двух вариантов схем районной сети сводим в таблицу 1.1 .
Таблица 1.1 – Выбор номинального напряжения сети .
|
Вариант схемы |
Схема А |
Схема Б |
|||||||
|
участок |
1-11 |
1-7 |
1-16 |
1-5 |
1-11 |
1-7 |
1-16 |
1-5 |
7-5 |
|
Мощность, МВт |
30 |
45 |
15 |
30 |
30 |
75 |
15 |
75 |
40 |
|
Длина, км |
62 |
56 |
20 |
44 |
62 |
56 |
20 |
44 |
24 |
|
Напряжение, кВ |
104 |
125 |
72,4 |
103 |
104 |
153,8 |
72,4 |
153,3 |
149,3 |
Учитывая длины линий электропередач и передаваемую по линиям мощность для всех линий рассматриваемых схем, выбираем окончательно класс номинального напряжения 110кВ.
3. РАСЧЁТ ТОКА НАГРУЗКИ И ВЫБОР СЕЧЕНИЯ ПРОВОДОВ
Для расчёта токов нагрузки в линиях определяем распределение мощности в проектируемой сети. Для схемы А:
Р1 – 11 = Р11 = 30 МВт
Р1 – 7 = Р7 = 45 МВт
Р1 – 16 = Р16 = 15 МВт
Р1 - 5 = Р5 = 30 МВт
В номинальном режиме расчетный ток Ip, А определяется формулой.
где Imax5 – максимальный ток линии на пятый год эксплуатации, А;
Р – передаваемая мощность кВт;
Uном – номинальное напряжение сети, кВ;
n – число цепей ЛЭП;
cosφ – коэффициент активной мощности;
N- число расщеплений проводов.
Максимальный ток на пятый год эксплуатации Imax5
Imax5 = Ip αi αT
αi – коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии;
αT– коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии Tmax и коэффициент ее попадания в максимум энергосистемы Км.
Для линии 110 кВ значение αi принимается равным 1,05, а αT =1,3 (1, с. 158, табл. 4.9) при Км=1,0 и Тмах >6500 ч.
Выбираем по экономическим интервалам сечение проводов для двухцепной линии напряжением 110кВ выполненных на стальных опорах первый район по гололеду.
Iдоп≥Iмах5 ,
где Iдоп - допустимый ток;
Iмах5 – расчётный ток линии на пятый год эксплуатации на одну линию, А.
Уточняем допустимый ток с учетом температуры окружающей среды
Iдоп ос=Iдоп*kос
где kос = 0.81 [2, c292, табл. 7.13]
Проверяем выбранные провода на нагрев в аварийном режиме
Iав=2*Iмах5 ≤Iдоп
Результаты расчетов выбора сечений проводов для схемы А сведены в таблицу:
|
Участок сети |
Pmax, МВт |
IP, А |
Imax5, А |
q, мм2 |
Марка провода |
Iдоп, А |
Iдоп о.с., А |
Iав, А |
|
1-11 |
30 |
87,6 |
120 |
150 |
2АС-150/24 |
450 |
364,5 |
240 |
|
1-7 |
45 |
131,6 |
179,6 |
150 |
2АС-150/34 |
450 |
364,5 |
358 |
|
1-16 |
15 |
87,7 |
119,7 |
150 |
АС-150/24 |
450 |
364,5 |
– |
|
1-5 |
30 |
87,6 |
120 |
150 |
2АС-150/24 |
450 |
364,5 |
240 |
Для кольца 1–7–5 находим активную мощность на головных участках 1–7 и 1–5.
Р =40,3-34,7 =5,6 МВт
Проверка:
P1-7+P1-5=P7+P5
40,3+34,7=45+30
75МВт=75 МВт
Результаты выбора сечения проводов для схемы Б занесены в таблицу:
|
Участок сети |
Р, МВТ |
IP, А |
Imax5, A |
q, мм2 |
Марка провода |
I доп, А |
Iдоп о.с., А |
Iав, А |
Iав, А |
|
1-11 |
30 |
87,6 |
120 |
150 |
2АС-150/24 |
450 |
360 |
240 |
– |
|
1-7 |
40,3 |
234,5 |
303,9 |
240 |
АС-240/39 |
610 |
494,1 |
607,8 |
– |
|
1-16 |
15 |
87,7 |
119,7 |
185 |
АС-185/24 |
510 |
413,1 |
– |
– |
|
1-5 |
34,7 |
202,3 |
275 |
240 |
АС-240/39 |
610 |
494,1 |
– |
437,3 |
|
7-5 |
5,6 |
32,7 |
44,5 |
70 |
АС-70/11 |
265 |
214,7 |
89 |
204 |
Проверка на аварийный режим производится для двух случаев:
А) обрыв линии 1-7;
Б) обрыв линии 1-5;
Обрыв линии 1-7
определим потоки мощности
Рав=30+45=75
Обрыв линии 1-5
Выбранные сечения проводов проходят проверку на нагрев в аварийном режиме.
Исходными данными для расчета схемы замещения являются справочные данные выбранных марок проводов, приведенных выше в таблицах.
Расчет схемы замещения варианта А:
|
Участок сети |
P, МВт |
L, км |
Марка провода |
Ro, Ом/км |
xo, Ом/км |
Bo, см/км |
Q, Мвар |
|
1-11 |
30 |
62 |
2АС-150/24 |
0,198 |
0,42 |
2,7 |
0,036 |
|
1-7 |
45 |
56 |
2АС-150/34 |
0,198 |
0,42 |
2,7 |
0,036 |
|
1-16 |
15 |
20 |
АС-150/24 |
0,198 |
0,42 |
2,7 |
0,036 |
|
1-5 |
30 |
44 |
2АС-150/24 |
0,198 |
0,42 |
2,7 |
0,036 |
xл = xo ∙ ℓ / n
Rл= Ro ∙ ℓ / n
xo, Ro – удельные реактивное и активное сопротивления линии, Ом/км.
n – число цепей.
ℓ – длина линии в км.
Проводимости линии определяются по формулам:
Gл= g∙ ℓ n
U ≤ 110 к В Gk = 0
Вл = Во ℓ n
Bo – удельная проводимость линии, см/км.
Расчеты по формулам сведены в таблицу :
Данные схемы замещения варианта А:
|
Участок сети |
Rл, Ом |
Xл, Ом |
Bл 10-6 , Ом |
Qс, Мвар |
|
1-11 |
6,1 |
13,02 |
334,8 |
2,02 |
|
1-7 |
5,5 |
11,76 |
302,4 |
1,83 |
|
1-16 |
4 |
8,4 |
54 |
0,33 |
|
1-5 |
4,8 |
9,24 |
237,6 |
1,44 |
Расчет схемы замещения варианта Б:
Расчет схемы замещения варианта развития сети Б ведется аналогично предыдущим расчетам по справочным данным выбранных сечений проводов.
|
Участок сети |
P, МВт |
L, км |
Марка провода |
Ro, Ом/км |
xo, Ом/км |
Bo, см/км |
Q , Мвар |
|
1-11 |
30 |
62 |
2АС-150/24 |
0,198 |
0,42 |
2,7 |
0,036 |
|
1-7 |
40,3 |
56 |
АС-240/39 |
0,12 |
0,405 |
2,81 |
0,038 |
|
1-16 |
15 |
20 |
АС-185/24 |
0,162 |
0,413 |
2,75 |
0,037 |
|
1-5 |
34,7 |
44 |
АС-240/39 |
0,12 |
0,405 |
2,81 |
0,038 |
|
7-5 |
5,6 |
24 |
АС-70/11 |
0,43 |
0,44 |
2,55 |
0,034 |
Активное, реактивное сопротивления и проводимости линий определяются по формулам, приведенным выше.
Результаты расчетов сведены в таблицу.
Данные схемы замещения варианта Б:
|
Участок сети |
Rл, Ом |
Xл, Ом |
Bл 10-6 , Ом |
Qс, Мвар |
|
1-11 |
6,1 |
13,02 |
334,8 |
2,02 |
|
1-7 |
6,72 |
22,68 |
157,36 |
0,95 |
|
1-16 |
3,24 |
8,26 |
55 |
0,33 |
|
1-5 |
5,28 |
17,82 |
123,64 |
0,75 |
|
7-5 |
10,32 |
10,56 |
61,2 |
0,37 |
5. ВЫБОР СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
Число и мощность трансформаторов не зависят от схемы, а зависят от категории и мощности электроприемников. Для потребителей 1 и 2 категорий необходимо устанавливать не менее двух трансформаторов, а для потребителей 3 категории достаточно одного трансформатора.
Мощность трансформаторов определяется формулой: Sт≥Sp/(kав(n-1)),
где Sp – расчетная мощность подстанций, Sp=P/cosφ;
Kав – коэффициент аварийных перегрузок;
n – число трансформаторов;
Мощность трансформатора: Sтр= Sp/kав
Для потребителей I, II,категории будем выбирать двух трансформаторные подстанции.
Выбор силовых трансформаторов для схемы А и Б
|
Узел |
Активная мощность нагрузки Р, МВт |
Полная мощность нагрузки Sр, МВА |
Мощность трансформатора Sтр, МВА |
Тип трансформатора |
|
11 |
30 |
33,33 |
23,8 |
2 ТРДН – 25 000/110 |
|
7 |
45 |
50 |
35,7 |
2 ТРДН – 40 000/110 |
|
16 |
15 |
16,67 |
12,8 |
ТДН – 16 000/110 |
|
5 |
30 |
33,33 |
23,8 |
2 ТРДН – 25 000/110 |
Справочные данные выбранных силовых трансформаторов сведены в таблицу
Данные силовых трансформаторов
|
Тип трансформатора |
Uном, кВ |
Uк, % |
ΔРк, кВт |
ΔРхх , кВт |
Iхх, % |
Rт, Ом |
Xт, Ом |
ΔQхх, квар |
|
ТДН – 16 000/110 |
115 |
10,5 |
85 |
19 |
0,7 |
4,38 |
86,7 |
112 |
|
ТРДН – 25 000/110 |
115 |
10,5 |
120 |
27 |
0,7 |
2,54 |
55,9 |
175 |
|
ТРДН – 40 000/110 |
115 |
10,5 |
172 |
36 |
0,7 |
1,44 |
34,8 |
260 |
Схемы замещения силовых трансформаторов рассчитываем по формулам:
Z’=Z’’=Rтр+jXтр
R’=R’’=2Rтр – значение активных сопротивлений;
X’=X’’=1,8Xтр – значение индуктивных сопротивлений для трехфазных трансформаторов;
Sхх=∆Pxx+j∆Qxx.
6. Схемы замещения районной сети
ЦП
110 кВ
Z1-16=4+j8,4 Ом
Y12/2 = j88,5·10-6
110 кВ
2'
∆SХХ2=27+j175
ZТР2=4,38+j86,7
ИТ2
10 кВ
2
S2=15+j7,3 МВА
110 кВ
Z13=1,6+j3,4 Ом
Y13/2 = j43·10-6
110 кВ
3'
∆SХХ3=36+j260
ZТР3=1,44+j34,8
ИТ3
10 кВ
3
S3/2=20+j9,7 МВА
Z’ТР3=1,44+j34,8
Z’ТР3=1,44+j34,8
ИТ3
10 кВ
3
S3/2=20+j9,7 МВА
110 кВ
Z14=5+j11 Ом
Y14/2 = j35·10-6
110 кВ
4'
∆SХХ4=19+j112
ZТР4=4,38+j86,7
ИТ4
10 кВ
4
S4=20+j9,7 МВА
110 кВ
Z15=6,5+j14 Ом
Y15/2 = j178·10-6
110 кВ
5'
∆SХХ5=27+j175
ZТР5=2,54+j55,9
ИТ5
10 кВ
5
S5/2=15+j7,3 МВА
Z’ТР5=2,54+j55,9
Z’ТР5=2,54+j55,9
ИТ5
10 кВ
5
S5/2=15+j7,3 МВА
7. Расчёт установившегося режима
Наносим на схему замещения потоки мощности.
Расчет производим итерационным методом по данным “конца”.
1. Расчет радиальной сети.
1. Определение мощности в конце схемы.
Sк1-11’ = 30+j14,6MBA
Sк1-7’= 45+j21,8MBA
Sк1-16’ = 15+j7,3 MBA
Sк1-5’ = 30+j14,6MBA
2. 1 итерация: считаем, что U1=U2=110кВ
3. Расчет ведем по данным конца:
Определяем потери мощности в силовом трансформаторе.
ΔSт = ΔРт+ jΔQт,
Где ΔРт – потери активной мощности в трансформаторе, МВ;
ΔQт – потери реактивной мощности в трансформаторе, Мвар.
ΔРт = ΔРxx+ β2н ΔРкз,
Где - ΔРxx – потери холостого хода трансформатора, кВт;
β – коэффициент загрузки трансформатора;
ΔРкз – потери короткого замыкания, кВт.
β= Sк/NSном
Где – Sк – полная мощность потребителя;
Sном - номинальная мощность трансформатора, МВА;
N – количество трансформаторов.
ΔQт = ΔQxx+ β2 ΔQобм,
Где ΔQxx – потери реактивной мощности в трансформаторе на холостом ходу, Мвар;
ΔQобм – потери реактивной мощности в обмотках, квар.
Расчеты по формулам заносим в таблицу.
|
участок |
β |
ΔРт, МВт |
ΔQт, Мвар |
ΔSт, МВА |
|
1-11 |
0,66 |
0,07 |
0,9 |
0,07+j0,9 |
|
1-7 |
0,63 |
0,09 |
1,92 |
0,09+j1,92 |
|
1-16 |
1,04 |
0,11 |
1,93 |
0,11+j1,93 |
|
1-5 |
0,66 |
0,07 |
0,9 |
0,07+j0,9 |
4. Определяем мощность в начале участков 1111’, 77’, 1616’, 55’.
Sн1111’ = Sк1111’ + ΔSт11 = 30,07 +j15,5MBA
Sн77’ = Sк77’ + ΔSт7 = 45,09+j23,72 MBA
Sн1616’ = Sк1616’ + ΔSт16 = 15,11+j8,23MBA
Sн55’ = Sк55’ + ΔSт5 = 30,07+j15,7MBA
5. Определяем потери в шунте.
ΔSш2-11’ = U12 Yш2-11’ = -j2,02 MBA
ΔSш2-7’ = U12 Yш2-7’ = -j1,83 МВА
ΔSш2-16’ = U12 Yш2-16’= -j0,33 МВА
ΔSш2-5’ = U12 Yш2-5’ = -j1,44 MBA
6. Определим мощности конца участков.
Sк1-11 = Sн1111 + ΔSш2-11’ = 30,07 + j13,48 MBA
Sк1-7 = Sн77 ΔSш2-7’ = 45,09+ j21,89 MBA
Sк1-16 = Sн1616+ ΔSш2-16’ = 15,11 +j7,9 MBA
Sк1-5 = Sн55’ + ΔSш2-5’ = 30,07+j14,26 MBA
7. Находим потери мощности на участках 1-11, 1-7, 1-16, 1-5.
ΔS1-11 = (Sк1-11/U1)2 Z1-11 = 0,54 + j1,16 MBA
ΔS1-7 = (Sк1-7/U1)2 Z1-7 = 1,14 + j2,44 MBA
ΔS1-16 = (Sк1-16/U1)2 Z1-16 = 0,1 + j0,2 MBA
ΔS1-5 = (Sк1-5/U1)2 Z1-5 = 0,44 + j0,8 MBA
8. Определяем мощность в начале участков 1-11, 1-7, 1-16, 1-5.
Sн1-11 = Sк1-11 + ΔS1-11 = 30,61 + j14,64 MBA
Sн1-7 = Sк1-7+ΔS1-7 = 46,23+ j24,33 MBA
Sн1-16= Sк1-16 + ΔS1-16 = 15,21 +j9,1 MBA
Sн1-5 = Sк1-5 + ΔS1-5 = 30,51+j15,06 MBA
9. Реактивная мощность, генерируемая линиями 1-11, 1-7, 1-16, 1-5 в начале участков:
Qсн1-11= -j2,02 Mвар
Qсн1-7 = -j1,83 Мвар
Qсн1-16 =-j0,33 Мвар
Qсн1-5 =-j1,44 Мвар
10. Мощность источника S1 определяется по формуле Sн1-х +∆ Qсн1х = S1
S1-11=30,61 + j12,62 МВА
S1-7 =46,23+ j22,5 МВА
S1-16= 15,21 +j8,77 МВА
S1-5= 30,51+j13,62 МВА
U11’= 106,8 кВ
U7’ =105,1кВ
U16’=108,8 кВ
U5’ = 107,2 кВ
12. Продольная составляющая падения напряжения в трансформаторе (без трансформации) определяется по формуле: ∆Uх = (PкххкRт + QкххкXт)/Ux
∆U11 =7,8 кВ
∆U7 = 7,8 кВ
∆U16 =7 кВ
∆U5 = 8,2 кВ
13. Поперечная составляющая падения напряжения в трансформаторе определяется по формуле: δ U у’ = (Pkxx*Xт + Qkxx*Rт)/Ux
δ U11=16,2 кВ
δ U7=14,6 кВ
δ U16=13,4 кВ
δ U5= 11,1 кВ
14.Напряжение потребителя определяется по формуле: Ux= Ux - ∆Uх -δ Ux
U11= 106,8 – 7,8 – j16,2 = 99 – j16,2 =100,3е-j6,7 кВ
U7 = 105,1 – 7,8 – j14,6 = 97,2 – j14,6 =98,2е-j7,9 кВ
U16 =108,8 – 7 – j13,4 = 101,8 – j13,4 =102,9е-j7,7 кВ
U5 = 107,2 – 8,2 – j11,1 = 99 – j11,1 =99,6е-j6,3 кВ
15. Коэффициент трансформации определяется: nт=U1/U2=110/10=11
16. Определяем напряжение в узлах 6, 8, 13, 15 с учетом трансформации:
U11= U11 / nт = 106,8/11=9,7 кВ
U7 = U7/ nт = 105,1/11=9,55 кВ
U16 = U16/ nт = 108,8/11=9,9 кВ
U5 = U5/ nт = 107,2/11=9,75 кВ
17. Проверка: ∆U%= (U1 – Ux) 100/ U1
∆U%11 = (110-106,8)100/110=2,9% <5%
∆U%7 = (110-105,1)100/110= 4,45% <5%
∆U%16 =(110-108,8)100/110= 1,1 <5%
∆U%5 = (110-107,2)100/110 = 2,5 <5%
После расчета установившихся режимов схемы развития сети, получившиеся значения мощности источников S1 для всей схемы – суммируем:
S1-11=30,61 + j12,62 МВА
S1-7 =46,23+ j22,5 МВА
S1-16= 15,21 +j8,77 МВА
S1-5= 30,51+j13,62 МВА
Мощность источника равна S= 122,56+j57,51.
2. Расчет установившихся режимов замкнутой сети.
Поскольку в варианте Б схемы развития сети участки 1-11 и 1-16 не отличаются от аналогичных участков схемы А, то расчет установившихся режимов ведем только для замкнутой схемы с узлами 1-7-5.
Разрезаем питающий узел 1 и получим сеть с 2-х сторонним питанием.
Расчет производим в 2 этапа:
- без учета потерь мощности,
- с учетом потерь мощности.
2.1. Расчет установившегося режима без учета потерь мощности.
1. Поток мощности на головном участке1-5 по формуле:
S1-5= (S5(Z 7-5+ Z1-7)+S7 Z1-7) / (Z1-5 +Z7-5+Z1-7)= 35,3+j17,7 МВА
2. По закону Кирхгофа определим потоки мощности на остальных участках:
S7-5 = S1-5 –S5 = 35,3+ j17,7 – 30 – j13,7 = 5,3 + j4 МВА
S1-7 = S7 –S7-5 = 45+j17,4 – 5,3– j4 = 39,7 + j13,4 МВА
Проверка: сумма мощностей должна равняться 0.
Для узла 15: S1-5 – S5 – S7-5 =0
35,3+ j17,7 – 30 – j13,7 –(5,3 + j4) =0
2.2. Расчет установившегося режима с учетом потерь мощности.
1. Определим потери мощности на участке 7-7 при раздельной работе двух трансформаторов.
ΔSт =0,9+j1,92МВА
2. Определим мощность в начале участка 7-7:
Sн7-7 = S7 + ΔSт =45+j17,4+0,09+j1,92 = 45,09+j19,32МВА
3. Потери в шунте 8:
ΔSш7 = U12 ·Y*ш7 = -j0,95 МВА
4.Определяем мощность в конце участка 7-5:
Sк7-5 = Sн7-7+ ΔSш7 = 45,09+ j18,37 МВА
ΔS7-5 =(Sк7-5/U1)2 Z7-5 =5,67 +j3,37 МВА
Sн 7-5 = Sк7-5 + ΔS7-5 + ΔSш7 = 50,76 + j20,79 МВА
ΔSт = 0,07+j0,9MBA
Sн5-5 = Sк55 + ΔSт5 = 30,07 +j15,73 МВА
ΔSш5 = U12 ·Yш5 = - j0,75 MBA
Sк1-5 = Sн5-5 + ΔSш5 + Sн 7-5 = 80,8 +j35,78 MBA
ΔSт1-5 =(Sк1-5/U1)2 Z1-5 = 5,5 + j17,9 MBA
Sн1-5 = Sк1-5 + ΔSт1-5 = 80,8 +j35,78 + 5,5 + j17,9 = 86,3 + j53,68 MBA
S1= Sн1-5 + ΔSш5 =86,3 + j53,68 +(-j0,75) =86,3 + j52,93 MBA
U5= U1-=110-
∆U5==5,65 кВ
δU5==13,66 кВ
U’5 = U5 - ∆U5 - δU5 = 103,5– 5,65 – j13,66 = 97,85 – j13,66
U= 98,8е-j4,47 кВ
nт=U1/U2=110/10=11
U5’= U5/ nт = 97,85/11=8,9 кВ
U7= U5-=103,5 -
∆U7==9,6 кВ
22. Поперечная составляющая падения напряжения в трансформаторе:
δU7==18,3 кВ
U8’ = U8 - ∆U8 - δU8 = 81,1 – 9,6 – j18,3 = 70,5 – j18,3
U= 72,5 е-j14,3
nт=U1/U2=110/10=11
U7’= U7/ nт = 70,5/11=6,4 кВ
Потери мощности: ΔS1-7 =(Sк1-7/U1)2 Z1-7 =2,94 +j4,11 МВА
Sн 1-7= Sк1-7 + ΔS1-7 = 45,09 + j18,37 +2,94 +j4,11 = 48,3+ j22,48 МВА
S=S1 + Sн 1-7 = 86,3 + j52,93 + 48,3+ j22,48 = 134,6 + j75,41 МВА
Общая мощность источника:
S=134,6 + j75,41 + 30,04 + j12,32+ 16,2 +j8,69 = 180,24 + j96,41 МВА
Экономическим критерием является минимум произведенных затрат:
Зн = Ен × К + U + У,
где Ен – нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений, Ен = 0,12 1/год;
К – капитальные вложения, тыс.руб.;
U – ежегодные эксплутационные расходы, тыс.руб./год;
У – математическое ожидание ущерба от нарушения электроснабжения.
К = Квл + Кпс
Издержки на оборудование состоят из отчислений на амортизацию, расходов на ремонт и отчислений на заработную плату.
U = Ua + Up + Uo + U∆W,
где Ua + Up + Uo = Uэ.
Ua = αа × К;
Uр = αр × К;
Uэ = αэ × К,
где αэ– коэффициент эксплутационных расходов, αэ = 2,8 %.
Издержки на потерю электроэнергии определяются:
U∆W = β × ∆W,
где β– стоимость потерь электроэнергии, β = 1,5×10-2 тыс.руб./МВтч;
∆W – потери электроэнергии в линиях и трансформаторах.
U∆W = β (τ×∆Рmax + 8760×∆Рхх),
где τ – время потерь, ч.
τ = (0,124 + Тmax/104)2×8760;
∆Pmax – максимальная нагрузка, МВт.
∆Pmax = 3I2max5 × R.
При расчете исключаем затраты на одинаковые элементы
Результаты расчетов по формулам заносим в таблицы 7.1 и 7.2
|
Ветвь |
1-7 |
1-5 |
|
Провод |
2АС-150/34 |
2АС-150/24 |
|
С, т.руб/км |
178,5 |
178,5 |
|
Квл, т.руб |
9996 |
7854 |
|
Imax5, кА |
0,179 |
0,12 |
|
Rвл, Ом |
5,5 |
4,8 |
|
L, км |
56 |
44 |
|
∆Pmax МВт |
0,5 |
0,2 |
Таблица 7.1 – Экономический расчет схемы А
Таблица 7.2 – Экономический расчет схемы Б
|
Ветвь |
1-7 |
1-5 |
7-5 |
|
Провод |
АС-240/39 |
АС-240/39 |
АС-70/11 |
|
С, т.руб/км |
126 |
126 |
106 |
|
Квл, т.руб |
7056 |
3444 |
3701 |
|
Imax5, кА |
0,303 |
0,275 |
0,045 |
|
Rвл, Ом |
6,72 |
5,28 |
10,32 |
|
L, км |
56 |
44 |
24 |
|
∆Pmax МВт |
1,85 |
1,12 |
0,06 |
Сравним два варианта цепи. Результаты расчета затрат сведены в таблицу 7.3
Таблица 7.3 Сравнение вариантов.
|
Показатели |
Схема А |
Схема Б |
|
Квл, т. руб/км |
17850 |
15144 |
|
ИЭ, т. руб |
499,8 |
424,03 |
|
∆Pmax∑ МВт |
0,7 |
2,03 |
|
∆w, МВт*ч |
3673,3 |
10653,44 |
|
∆И ∆W, |
55,1 |
159,8 |
|
И, т. руб |
554,9 |
583,83 |
|
З, т. руб |
2696,9 |
2401,1 |
Разница между вариантами составляет 295,8 т.р., таким образом экономически выгодной является схема Б.
Механический расчет проводов и тросов ВЛ производим по методу допускаемых напряжений, расчет изоляторов и арматуры – по методу разрушающих нагрузок
Механические нагрузки, действующие на провода и тросы ВЛ, определяются собственным весом провода, величиной ветрового напора и дополнительной нагрузкой, обусловленной гололедом. Рассчитываются единичные нагрузки, обозначаемые Р, и удельные нагрузки, обозначаемые .
Проверяем на механические нагрузки провод марки АС-300/48. Воздушная линия имеет номинальное напряжение 110 кВ, расположена в населенной местности типа В, относящейся ко I району по гололеду и к V ветровому району, длина пролета L=200м. Основные значения температур: t + = +41C, t - = -28C , tЭ = 8C.
Для расчета из табл.1(Приложения А) данного методического пособия выбираются следующие справочные данные:
расчетное сечение провода F= 342,8 мм2 ( суммарное сечение алюминиевой и стальной части провода);
расчетный диаметр провода d = 24.1мм;
масса провода (без смазки) m = 1186кг/ км.
Единичная нагрузка, вызванная собственным весом провода Р1 , Н/м, определится по формуле
Р1 = g m 10-3, (2.1)
где g – ускорение свободного падения, g = 9,8 м/с2;
m – погонная масса провода , кг/км, определяется по табл.1 Приложение А , [6].
Р1 = 9,8 1186 10-3 = 11,6 Н/м
Единичная нормативная линейная гололедная нагрузка РНГ , Н/м, определится по формуле
РНГ = Ki KdbЭ (d + Ki Kd bЭ) g 10-3 , (2.2)
где Ki и Kd - коэффициенты, учитывающие изменение толщины стенки гололеда по высоте и в зависимости от диаметра провода, принимаемые по табл.2[пр.А];
Ki = 1,4(для высоты приведенного центра тяжести hпр = 20 мм, табл.9[пр.А])
Kd = 0,9
bЭ -нормативная толщина стенки гололеда, мм, принимается по табл.3[пр.А] ;
bЭ = 10 мм (для I гололедного района);
d – диаметр провода, мм; d = 24,1мм;
g – ускорение свободного падения , принимаемое равным 9,8 м/с2;
- плотность льда, принимаемая 0,9 г/см3.
РНГ = 3,141,4 0,910 (20 + 1,40,9 10) 9,8 0,9 10-3 = 11 Н/м
Единичная расчетная линейная гололедная нагрузка Р2 , Н/м, определится по формуле
Р2 = РНГ nw p f d , (2.3)
где РНГ - нормативная линейная гололедная нагрузка, Н/м;
nw - коэффициент надежности по ответственности, принимаемый для линий напряжением до 220кВ равным 1,0 ;
p - региональный коэффициент, принимаемый равным от 1,0 до 1,5 на основании опыта эксплуатации , p = 1,0;
f - коэффициент надежности по гололедной нагрузке, f = 1,3 ( для II района по гололеду );
d – коэффициент условий работы, d = 0,5 ,[1].
Р2 = 11 1 1 1,3 0,5 = 7,2 Н/м
Нагрузка, обусловленная весом провода и гололедом определится по формуле
Р3 = Р1 +Р2 (2.4)
Р3 = 11,6 + 7,2 = 18,8 Н/м
Нормативная ветровая нагрузка на провода Р’НВ, Н, без гололеда определится по формуле
Р’НВ = W Kl KW CX W0 F0 sin2 , (2.5)
где W - коэффициент, учитывающий неравномерность ветрового давления по пролету ВЛ, принимаемый по табл. 4[пр.А] в зависимости от ветрового давления W, [1 ]
W = 500 Па W =0,71(табл.4[пр.А])
Kl - коэффициент, учитывающий влияние длины пролета на ветровую нагрузку, принимаемый из таблицы: Kl = 1,02
|
Длина пролета , м |
50 |
100 |
150 |
250 |
|
Коэффициент Kl |
1,2 |
1,1 |
1,05 |
1,0 |
Промежуточное значение Kl определяется линейной интерполяцией.
KW - коэффициент, учитывающий изменение ветрового давления по высоте в зависимости от типа местности, определяемый по табл. 5[пр.А] ;
для hпр = 15м и местности типа В KW = 0,65;
CX - коэффициент лобового сопротивления, принимаемый CX = 1,1
– для проводов, свободных от гололеда, диаметром 20мм и более, т.к d = 24,1мм;
W0 – нормативное ветровое давление, соответствующее 10-минутному интервалу осреднения скорости ветра (0), на высоте 10м над поверхностью земли и принимаемый в соответствии с картой районирования территории России по ветровому давлению, принимается по табл.6 W0 = 1000 Па
F0 - площадь продольного диаметрального сечения провода, м2 ;
- угол между направлением ветра и осью ВЛ (ветер следует принимать направленным под углом 90 к оси ВЛ).
Ветровое давление на провода определяется по высоте расположения приведенного центра тяжести всех проводов.
Поскольку на данном этапе расчетов еще не определена стрела провеса провода и профиль трассы, то можно принять ориентировочно в качестве hср нормативное расстояние до нижней траверсы hпр = 15м ( табл 9[пр.А]).
Площадь продольного диаметрального сечения провода без гололеда F0, м2, определяется по формуле
F0 = d L 10-3 , (2.6)
где d – диаметр провода, мм; d = 24,1мм
L = 200м
F0 = 24,1 200 10-3 = 4,8 м2
Р’НВ =0,7 1 0,65 1,1 1000 4,8 = 2402,4 Н
Единичная нагрузка , Н/м, определится
Рнв = Р’НВ / L = 2402,4 / 200 = 12 Н/м
Нормативная ветровая нагрузка на провода Р’НВГ, Н, с гололедом определится по формуле
РНВГ = W Kl KW CX WГ FГ sin2 , (2.7)
где CX - коэффициент лобового сопротивления, принимаемый равным 1,2 ;
WГ - нормативное ветровое давление при гололеде с повторяемостью один раз в 25лет, принимается WГ = 0,25 W0 = 0,25 1000= 250 Па; выбираем 240 Па[1,c.45].
FГ - площадь продольного диаметрального сечения провода, м2 (при гололеде с учетом условной толщины стенки гололеда bу );
Площадь продольного диаметрального сечения провода Fг, м2 , определяется по формуле
Fг = ( d + 2Ki Kd bУ )L 10-3 , (2.8)
где d – диаметр провода, мм;
Ki и Kd - коэффициенты, учитывающие изменение толщины стенки гололеда по высоте и в зависимости от диаметра провода, определяются по табл.2 [пр.А];
bУ - условная толщина стенки гололеда , мм, принимается равной нормативной толщине bЭ по табл. 3; bЭ = bУ =10мм
L = 200 м.
Fг = ( 24,1 + 2 1,4 0,9 10 ) 200 10-3 = 9,9 м2
Р’НВГ =0,7 1 0,65 1,2 240 9,9 = 1297,3 Н
РНВГ = Р’НВГ / L = 1297,3 / 200 = 6,5 Н/м
Единичная расчетная ветровая нагрузка на провода без гололеда Р4 , Н/м, определится по формуле
Р4 = РНВ Н Р f , (2.9)
где РНВ – нормативная ветровая нагрузка ,Н/м, РНВ = 12 Н/м;
Н - коэффициент надежности, принимаемый равным 1,0 – для ВЛ до 220кВ;
Р - региональный коэффициент, принимаемый 1,0 (на основании опыта эксплуатации);
f - коэффициент надежности по ветровой нагрузке, равный 1,3.
Р4 = 12 1 1 1,3 = 15,6 Н/м
Единичная расчетная ветровая нагрузка на провода с гололедом Р5 , Н/м, определится по формуле
Р5 = РНВГ Н Р f , (2.10)
Р5 = 6,5 1 1 1,3 = 8,5 Н /м
где РНВГ – нормативная ветровая нагрузка по ф.(2.8),Н/м;
Единичная нагрузка, определяемая весом провода без гололеда и ветром
Нагрузка, определяемая весом провода с гололедом и ветром
Удельную нагрузку определяем по формуле
= Р / F , (2.13)
где Р- удельная нагрузка , Н/м;
F- суммарное сечение провода, мм2.
Результаты расчетов по формулам сводим в таблицу 2.1.
Таблица 2.1 – Удельные и единичные нагрузки на провода
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
|
Р, Н/м |
11,6 |
7,2 |
18,8 |
15,6 |
8,5 |
19,4 |
20,6 |
|
107 , Н/м3 |
0,0338 |
0,0210 |
0,0548 |
0,0455 |
0,0248 |
0,0566 |
0,0601 |
2.2 Расчет уравнения состояния провода
Для определения зависимости напряжений, возникающих в проводе, от нагрузки и температуры составляется уравнение состояния провода. С помощью этого уравнения можно найти напряжения в проводе в любых требуемых условиях на основании известных напряжений, нагрузок и температур в начальном состоянии.
Выбор допускаемого напряжения провода производится на основе расчета критических пролетов.
Исходные данные для определения величины критических пролетов:
|
Режим |
Без ветра и гололеда |
С гололедом и ветром |
|
Р, Н/м |
11,6 |
20,6 |
|
107 ,Н/м3 |
0,0338 |
0,0601 |
L = 200м ; tэ = 8 С ; t_ = - 28 С; t+ = 41 С ; = 19,2 10-6 град -1 ; Е = 8,25 104 Н/мм2 1
Допустимое напряжение в материале провода устанавливается ПУЭ с учетом коэффициента запаса в процентах от предела прочности при растяжении р. Эти значения различны для режимов наибольшей нагрузки, наименьшей температуры и среднегодовой температуры 1. Для сталеалюминевых проводов в режимах максимальной нагрузки и наименьшей температуры они равны 45%р, а в режиме среднегодовых температур – 30%р (см.табл.9, пр. А)
Предел прочности по растяжению р может быть найден по выражению
р = R / F, (2.14)
Допустимые напряжения составляют :
- = 0,45 р = 0,45 * 290= 130,5 Н/мм2
7 = 0,45 р = 0,45 * 290= 130,5 Н/мм2
э = 0,3 р = 0,3 * 290= 87 Н/мм2
Рассчитаем критические пролеты:
Т.к. lк1 > lк2 > lк3 (229.07 > 206.64 > 189.42м ) и l< lк1 (200 < 229.07), то уравнение состояния имеет вид
2 L2 Е 12 L2 Е
- ----------- = _ - -------------- - Е ( t - t_ ), (2.15)
24 2 24 _2
Расчет проводится для режимов :
1) Максимальных температур (t+, = 1).
2) Минимальных температур (t-, = 1).
3) Среднегодовых температур (tэ, = 1).
4) Гололеда (tг, = 3).
5) Режима максимальных нагрузок (tг, = 7).
Для примера произведем расчет уравнения состояния провода для режима максимальных температур, т.е. подставим t = t+ ; = 1 :
1 2 L2 Е 12 L2 Е
- ------------- = _ - -------------- - Е ( t+ - t_ ) (2.16)
24 2 24 _2
В общем случае уравнение состояния можно представить в виде кубического уравнения
2( + А) = В,
где А и В – коэффициенты кубического уравнения
12Е L 2 1 2Е L 2
А = - _ + -------------- + Е ( t+ - t_ ) В = --------------
24 _2 24
0,0338 2 8,25 104 2002
А = -130.5 + ------------------------------- + 19,2 10-6 8.25 104 (41 – (-28)) = - 13.1
24 130.52
0,0338 2 8.25 104 2002
В = --------------------------------- = 137500
24
2( + (-13,1)) = 137500
3 - 13.12 - 137500 =0
Решение кубичного уравнения. Решение Кардано.
3 + а2 + b + c = 0
a = A b = 0 c = -B
Подстановкой = y – а/3 = у – А/3 уравнение приводится к неполному виду
y3 + py + q = 0,
где p = - а2 / 3 + b = - А2/3 q = 2 ( a / 3 )3 - ab / 3 + c = 2( А/3)3 - В
Корень у1, неполного кубичного уравнения равен :
у = C + D
F = ( p / 3 )3 + ( q / 2 )2
p = - А2/3 = - (-13,1)2 / 3 = - 57,2
q = 2( А/3)3 – В = 2(-13,1 / 3)3 - 137500= - 137667
F = ( p / 3 )3 + ( q / 2 )2 = (- 57,2 /3)3 + (-137667/3)2 = 4738048412
= 51.6
= 0.8
у = C + D = 51.6+0.8 = 52.4
+ = у – А/3 = 52.4 – ( -13.1 / 3 ) = 56,8 Н/мм2 87 Н/мм2 , следовательно провод выдержит напряжение.
Аналогично определяют напряжения в других режимах, в результате
_ = 128.5 Н/мм2 130.5 Н/мм2
э = 67,2 Н/мм2 87 Н/мм2
г = 59,1 Н/мм2 130.5 Н/мм2
7 = 101.2 Н/мм2 130.5 Н/мм2
Во всех режимах напряжения в материале провода в пределах нормы.
Исходные данные :
= 19,2 10-6 град -1.
1 = 0,0338 Н/м мм2.
3= 0,0548 Н/ мм2.
tК = tг + г (1 - 1 / 3 ) / Е (2.17)
59,1 (1 – 0,0338 / 0,0548)
tК = -5 + -------------------------------------- = 10С
19,2 10-6 8,25104
Так как tК = 10С 41С, то наибольшая стрела провеса fнб будет при максимальных температурах.
fнб = f3 = 1 L 2 / 8 + = 0,0338 2002 /( 8 56,8) = 3м
fнм = 1 L 2 / 8 _ = 0,0338 2002 /( 8 128.5) = 1,3м
4. Кривые провисания строятся по формуле вида
y = x2/ 2 (2.18)
и сводятся в таблицу 2.2. Ось Х = L/ 2 делится на равные отрезки
Таблица 2.2
|
Режимы |
Х, м |
||||||||||
|
0 |
10 |
20 |
30 |
40 |
50 |
60 |
70 |
80 |
90 |
100 |
|
|
y fнб (t+ , 1, +),м |
0 |
0,03 |
0,12 |
0,27 |
0,48 |
0,74 |
1,07 |
1,46 |
1,90 |
2,41 |
2,98 |
|
y fнм (t_ , 1, _),м |
0 |
0,01 |
0,05 |
0,12 |
0,21 |
0,33 |
0,47 |
0,64 |
0,84 |
1,07 |
1,32 |
По данным таблицы строим кривые провисания провода (см.рис.2.1) .
Рисунок 2.1 – Кривые провисания провода
2.4 Расчет и выбор изоляторов
Выбор типа и материала изоляторов производится на основании требований ПУЭ с учетом климатических условий и условий загрязнения [1, п.2.5.98 ].
На ВЛ 35- 220кВ рекомендуется применять стеклянные или полимерные изоляторы. Выбор количества изоляторов в гирляндах производится в соответствии с [1,гл.1.9].
Изоляторы и арматура выбираются по нагрузкам в нормальных и аварийных режимах ВЛ с учетом климатических условий. Расчетные усилия в изоляторах и арматуре не должны превышать значений разрушающих нагрузок (механической или электромеханической), установленных техническими условиями, деленных на коэффициент надежности по материалу М.
Определяем минимально допустимую высоту расположения нижней траверсы опоры. Воздушная линия расположена в населенной местности, опоры металлические.
Исходные данные :
5. Габарит линии hГ = 7м (для населенной местности) [пр.А, табл. 12].
Выбираем тип и число изоляторов в соответствии с условиями окружающей среды. В соответствии с [Приложение А, табл. 10 ] выбираем изоляторы типа ПС- 70Д , n = 8.
Определяем из [Приложение А, табл. 11] строительную высоту изолятора из = 146мм, разрушающую нагрузку Рразр =70000 Н и массу изолятора mиз =3,56кг.
Определяем длину гирлянды изоляторов
г = n из = 8 146 10-3 = 1,17м
Определяем вес гирлянды
Gг = n mиз g = 8 3,56 9,8 = 279Н
Определяем весовой пролет
Lвес = 1,25 L = 1,25 200= 250м
Определяем нагрузку, действующую на гирлянду изоляторов. Нагрузка состоит из веса гирлянды и веса провода. Расчет производим для двух режимов ( без ветра и гололеда Р1 и с ветром и гололедом Р7) и выбираем максимальную нагрузку.
Р1расч = К 1 (Р1 Lвес + Gг) = 5 (11.6 250 + 279) = 15895 Н
Р7расч = К 7 (Р7 Lвес + Gг) = 2,5(20.6 250 + 279) = 13572.5 Н
Определяем коэффициент надежности по материалу для режима с наибольшей расчетной нагрузкой, полученное значение сравниваем с нормативным М = 1,8 [ 1 ].
= Рразр / Ррасч = 70000 / 15895 = 4,4 1,8
Минимально допустимое расположение траверсы опоры определится
hТР = hГ + fнб + г = 7 + 3 + 1,17 = 11,17 м
По [табл.7, пр. А,] выбираем унифицированную стальную опору повышенного типа с hТР =19 м.
2.5 Расчет тяжения провода и стрелы провеса в аварийном режиме
При обрыве провода во втором пролете после анкерной опоры провод провисает, и стрела провеса может значительно увеличиться. Поскольку на гирлянду действует тяжение провода только с одной стороны, то гирлянда отклоняется на величину l .
Определяем стрелу провеса провода при обрыве во втором пролете после анкерной опоры. Во время обрыва линия работала в режиме максимальных температур.
Исходные данные :
- расчетное сечение провода F = 342,8 мм2 ;
То = + F = 56,8 342,8 = 19471 Н
|
Т,Н |
19471 |
17471 |
15471 |
13471 |
11471 |
9471 |
7471 |
5471 |
|
l,м |
0 |
0,06 |
0,12 |
0,18 |
0,28 |
0,47 |
0,8 |
1,5 |
|
i ,м |
1,167 |
1,1668 |
1,1657 |
1,1646 |
1,1626 |
1,1591 |
1,1529 |
1,1383 |
4. По полученным данным строим графики l = ( Т) и i = ( Т) и определяем точку пересечения (рис.2.2).
Рисунок 2.2 – Графический метод определения редуцированного тяжения провода при обрыве во втором пролете после анкерного
Кривые пересекаются в точке l = i = 1,16 м и Т= 6300 Н
5. Определяем новую длину пролета
L' = L - l = 200 – 1,16 = 198,8 м
6.Стрела провеса провода в аварийном режиме определится
fав = P( L' )2 / 8 Т (2.21)
fав = P( L' )2 / 8 Т = 11,6( 198,8 )2 / 8 6300 = 9,09 м
В нормальном режиме стрела провеса провода имела значение f = 3 м
7. Определяем габарит линии в аварийном режиме
hг = h - г - f ав h норм
hг = h - г - f ав = 19 – 1,17 – 9,09 = 8,7 м , что больше нормы 7м.
2.6 Расчет шаблона для расстановки опор на местности
При расстановке опор по профилю должны быть учтены два основных условия:
Обычно в условиях неровного профиля расстановка опор производится с помощью шаблона.
Шаблон представляет собой 2 или 3 кривые (параболы), соответствующие кривой максимального провисания провода и расположенные друг над другом с определенным интервалом.
Кривая максимального провисания провода строится по формуле
1 х2
Y = --------- (2.22)
2 + ,
где - удельная механическая нагрузка на провод, Н/м мм2;
х – расстояние от точки подвеса до расчетной точки, м ;
+ - напряжение в проводе в режиме максимальных температур, Н/ мм2.
+ = 56,8 Н/ мм2
1 = 0,0338 Н/м мм2
Расчеты по формуле сводим в таблицу 2.3
Таблица2.3
|
x,м |
20 |
40 |
60 |
80 |
100 |
|
y,м |
0,12 |
0,48 |
1,07 |
1,9 |
2,9 |
По данным таблицы 2.3 строим кривые шаблона (рис.2.4), учитывая смещение:
hг = hтр - г – fнб = 19 – 1,17 – 3 = 14,8 м
ho = hтр - г = 19 – 1,17 = 17,8м
1. Кривая провисания провода
2. Габаритная кривая
3. Земляная кривая
Рисунок 2. 4 – Шаблоны для расстановки опор
Верхняя кривая 1 определяет положение кривой провисания проводов в максимальном режиме.
Габаритная кривая 2 касается земли в точке О.
Земляная кривая 3 проходит через основание уже намеченной опоры и показывает место установки новой опоры.
С помощью шаблона уточняем величину габаритного пролета. В данном случае земляная кривая пересекает ось Х в точках (-100;100), следовательно, длина пролета 200м.