Проектирование сети вновь электрифицируемого района

PAGE 2

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РФ

ВОЛОГОДСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Кафедра электрооборудования

ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СИАНЦИИ И СЕТИ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

«Проектирование сети вновь электрифицируемого района»

Факультет - электроэнергетический

Специальность:

181300 – электрооборудование и электрохозяйство предприятий,

организаций и учреждений

Выполнил: Политов С.Н.

Гр. ЭО-42

Проверил: Сергиевская И.Ю.

Вологда

2004

СОДЕРЖАНИЕ

Стр.

ВВЕДЕНИЕ 3

ЗАДАНИЕ НА ПРОЕКТИРОВАНИЕ 4

1. ВЫБОР ВАРИАНТА СХЕМЫ ДЛЯ СНАБЖЕНИЯ РАЙОНА 5

Выбор схемы сети для каждого варианта (3 варианта) 5
Выбор и проверка сечения проводов по экономической плотности тока, допустимой нагрузке и короне 5
Определение параметров схемы замещения ЛЭП 19
Технико-экономическое сопоставление вариантов 24

2. ВЫБОР СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ 31

2.1 Выбор типа, числа и мощности силовых трансформаторов 31

Технико-экономическое сопоставление вариантов 33
Определение параметров схемы замещения трансформаторов 36

3. РАСЧЁТ РАБОЧИХ РЕЖИМОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ 39

Расчет рабочих режимов 39
Расчет потокораспределения мощностей 41

3.2.1. Расчет потокораспределения мощностей в разомкнутых сетях 41

3.2.2. Расчет потокораспределения мощностей в замкнутых сетях 42

3.3. Построение графиков в функции различных значений 43

3.3.1. Напряжений в начале и в конце ЛЭП 43

3.3.2. Коэффициентов мощности в начале и в конце ЛЭП 43

3.3.3. Токов в начале и в конце ЛЭП 44

3.3.4. К.П.Д. 44

КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ 45
РАСЧЁТ УДЕЛЬНЫХ МЕХАНИЧЕСКИХ НАГРУЗОК НА ПРОВОД 46
ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ В МАТЕРИАЛЕ ПРОВОДА, КРИТИЧЕСКОГО ПРОЛЁТА 48
ВЫБОР ОПОРЫ ВОЗДУШНОЙ ЛЭП

ЗАКЛЮЧЕНИЕ 50

ЛИТЕРАТУРА 51

ВВЕДЕНИЕ

В отношении обеспечения надежности электроснабжения потребители электрической энергии разделяются на три категории.

Потребители I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервируемых источников питания, а перерыв их электроснабжения допускается лишь на время автоматического восстановления питания. Для электроснабжения особой группы электроприемников I категории должно предусматриваться дополнительное питание от третьего независимого, взаимно резервируемого источника питания. В качестве второго и третьего источников питания могут использоваться местные электростанции, специальные агрегаты бесперебойного питания, аккумуляторные батареи и т. п.

Потребители II категории могут иметь один - два независимых источника питания (решается при конкретном проектировании в зависимости от значения, которое имеет данный потребитель или группа электроприемников на промышленном предприятии).

Потребители III категории могут осуществлять питание от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, вызванные ремонтом или заменой поврежденного элемента системы электроснабжения, не превышают 1 суток.

ЗАДАНИЕ НА КРСОВОЙ ПРОЕКТ

Мощность нагрузки: S1 = 13 МВА; cos j (1,2) = 0,8

S2 = 21 МВА; cos j (3) = 0,85

S3 = 4 МВА; cos j (4,5) = 0,85

S4 = 14 МВА;

S5 = 18 МВА;

Потребители: 1 и 2 – I,II категории – 80%

3 – II категории – 20%, III категории – 80%

4 и 5 – I,II категории – 75%

Число часов использования максимума нагрузки:

Тmaх 1 = Тmах 2 = 6200 ч.; Тmaх 3 = 4355 ч; Тmах 4 = Тmах 5 = 4345 ч.

План расположения нагрузок

Район по ветру – 3

Район по гололёду – 2

1. ВЫБОР ВАРИАНТА СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

1.1. Выбор схемы сети для каждого варианта (3 варианта).

1 Вариант 2 Вариант 3 Вариант

Рис. 1

Выбор и проверка сечения проводов по экономической плотности тока, допустимой нагрузке и короне.

1 Вариант

Рис. 2

Сечения проводов линий электросетей при номинальном напряжении не выше 220 кВ выбираются по нормированной экономической плотности тока jэк. Экономическая плотность тока, при числе часов использования максимума нагрузки в год от 3000 до 5000 равна 1,1; а при числе часов более 5000 – 1. Сечение, полученное в результате расчета, округляется до ближайшего стандартного значения (70, 95, 120, 185, 240 мм2 ).

Участок А2:

Сечение провода определяется по формуле:

где Ip – расчетный ток соответствующего участка сети

Для нахождения расчетного тока в двухцепной линии воспользуемся следующей формулой:

где Sр - расчетная нагрузка, n - число цепей линии передачи.

В двухцепной линии, так же как и в одноцепной, Sp равна мощности нагрузки.

Нахождение начальной и максимальной коронной напряженности:

где E0 - начальная коронная напряженность проводника, линии, кВ/м; m - коэффициент наглядности проводника: для скрученного провода-0,85; в горных условиях-0,7 0,75; R - радиус проводника, м; б - относительная плотность воздуха ( — 1). Величина большей напряженности поля у поверхности любого из проводников должна быть Е 0,9 Е0.

При этом E0 должно быть не выше 280 кВ/м. Максимальная напряженность электрического поля:

где D — расстояние между фазами.

При выходе из строя одной цепи двухцепной линии по оставшейся в работе цепи будет передаваться прежняя мощность, т.е. ток линии возрастет вдвое по сравнению с режимом нормальной работы.

Провода линий любого назначения проверяются при проектировании на нагрев расчетным током. При такой проверке сопоставляются максимальные рабочие токи Iр, каждой линии с допустимыми токами Iдоп для проводников, выбранных предварительно по экономической плотности тока.

В этом случае:

2Ip Iдоп

Сравним рассчитанное значение с допустимым:

2IpA2 = 255 =110 А Iдоп = 265 А;

При выбранном сечении рассчитанное значение не превышает допустимый ток.

Участок А1:

Нахождение начальной и максимальной коронной напряженности:

Сравним рассчитанное значение с допустимым: IpA2 = 34 А Iдоп = 265 кА;

При выбранном сечении рассчитанное значение не превышает допустимое.

Участок А5:

Нахождение начальной и максимальной коронной напряженности:

Сравним рассчитанное значение с допустимым:

2IpA5 = 247 =94 А Iдоп = 265 А;

Участок А4:

Нахождение начальной и максимальной коронной напряженности:

Сравним рассчитанное значение с допустимым: IpA2 = 37 А Iдоп = 265 кА;

При выбранном сечении рассчитанное значение не превышает допустимое.

Участок А3:

Нахождение начальной и максимальной коронной напряженности:

Сравним рассчитанное значение с допустимым: IpA3 = 20 А Iдоп = 265 А;

При выбранном сечении рассчитанное значение не превышает допустимый ток.

Вариант 2

Рис.3

1) Участок А45

Рис.4

Длина линий: lA4 = 40 км; l45 = 78 км; l5A’ = 72 км.

Найдем расчетные нагрузки для всех участков кольцевой сети:

S45 = SA4 – S4 = 17,87 – 14 = 3,87 МВА;

Найдем расчетные токи на всех участках по формуле:

где Sр - расчетная нагрузка, кВА; Uном - напряжение линии электропередачи, кВ; n - число цепей линии передачи.

Сечение определяется по формуле:

где Ip – расчетный ток соответствующего участка сети.

Определим напряжённость поля

Участок А4:

Участок 45:

Участок 5А':

Выбранное сечение считается удовлетворяющим условиям нагрева в установившемся режиме, если:

Ip Iдоп ,

IpA4 = 105 А Iдоп = 265 А;

Ip45 = 31 А Iдоп = 265 А;

Ip5A' = 63 А Iдоп = 265 А.

При выбранных сечениях рабочий ток не превышает max допустимого значения и max напряжённости поля.

2) Участок А12

Рис.5

Длина: lA1 = 40 км; l12 = 48 км; l2A’ = 60 км.

Найдем расчетные нагрузки для всех участков кольцевой сети.

S12 = SA1 – S1 = 18 – 13 = 5 МВА;

Найдем расчетные токи на всех участках

Сечения проводов линии:

Нахождение начальной и максимальной коронной напряженности:

Участок А1:

Участок 12:

Участок 2А':

Выбранное сечение считается удовлетворяющим условиям нагрева в установившемся режиме, если:

Ip Iдоп ,

IpA3 = 94 А Iдоп = 265 А;

Ip34 = 26 А Iдоп = 265 А

Ip4A' = 84 А Iдоп = 265 А

При выбранных сечениях рабочий ток не превышает допустимого значения.

3) Участок А3

Для нахождения расчетного тока в одноцепной линии воспользуемся следующей формулой:

где Sр - расчетная нагрузка.

В одноцепной линии Sp равна мощности нагрузки

Нахождение начальной и максимальной коронной напряженности:

Участок А3:

Сравним рассчитанное значение с допустимым: IpA3 = 20 А Iдоп = 265 А;

При выбранном сечении рассчитанное значение не превышает допустимый ток.

3 Вариант

Рис.6

1) Участок А1

Участок А1,А2 и А3 в этом варианте рассчитывается точно так же как и для варианта №1,т.е:

Нахождение начальной и максимальной коронной напряженности:

Сравним рассчитанное значение с допустимым: IpA2 = 34 А Iдоп = 265 кА;

При выбранном сечении рассчитанное значение не превышает допустимое.

2) Участок А2

Находим напряжения:

Сравним рассчитанное значение с допустимым:

2IpA2 = 255 =110 А Iдоп = 265 А;

При выбранном сечении рассчитанное значение не превышает допустимый ток.

3) Участок А3

Нахождение начальной и максимальной коронной напряженности:

Сравним рассчитанное значение с допустимым: IpA3 = 20 А Iдоп = 265 А;

При выбранном сечении рассчитанное значение не превышает допустимый ток.

4) Участок А45 рассчитывается как для варианта №2:

Рис.7

Длина линий: lA4 = 40 км; l45 = 78 км; l5A’ = 72 км.

Найдем расчетные нагрузки для всех участков кольцевой сети:

S45 = SA4 – S4 = 17,87 – 14 = 3,87 МВА;

Найдем расчетные токи на всех участках по формуле:

где Sр - расчетная нагрузка, кВА; Uном - напряжение линии электропередачи, кВ; n - число цепей линии передачи.

Сечение определяется по формуле:

где Ip – расчетный ток соответствующего участка сети.

Определим напряжённость поля

Участок А4:

Участок 45:

Участок 5А':

Выбранное сечение считается удовлетворяющим условиям нагрева в установившемся режиме, если:

Ip Iдоп ,

IpA4 = 105 А Iдоп = 265 А;

Ip45 = 31 А Iдоп = 265 А;

Ip5A' = 63 А Iдоп = 265 А.

При выбранных сечениях рабочий ток не превышает max допустимого значения и max напряжённости поля.

Определение параметров схемы замещения ЛЭП

Определение параметров элементов электрической сети необходимо для составления схемы замещения, на основании которой дается расчет режимов сети.

Рис. 8

Активное сопротивление ЛЭП:

R = г0 • l,

Для двухцепной линии

R = 0,5 • г0 •l;

где r0 - удельное (погонное) активное сопротивление, Ом/км.

l - длина линии, км.

Найдем активные сопротивления для всех линий сети:

Для 1 варианта:

Для варианта №2:

Для варианта №3:

Найдем индуктивные сопротивления для всех линий сети:

X = х0•l, где x0 - удельное индуктивное сопротивление, Ом/км.

l - длина линии, км.

Для 1 варианта:

Для варианта №2:

Для варианта №3:

Реактивная (емкостная) проводимость в ЛЭП обусловлена действием электростатического поля в диэлектрике, окружающем токоведущие элементы линий. Емкостная проводимость ЛЭП (См) определяется по выражению: В = b0 • l, где b0 - удельное (погонное) емкостная проводимость, См/км. l - длина линии, км.

Найдем удельное индуктивное сопротивление для всех линий сети:

Для 1 варианта:

Для варианта №2:

Для варианта №3:

Наличие емкостной проводимости в ЛЭП приводит к образованию зарядных токов, а следовательно, и реактивной мощности, генерируемой линией. Реактивная мощность находиться по формуле:

Qc = U2 b0 l;

Для 1 варианта:

Для варианта №2:

Для варианта №3:

Технико-экономическое сопоставление вариантов.

Для окончательного выбора проектируемой сети необходимо произвести сравнение двух наиболее приемлемых вариантов сети на основе технико-экономических расчетов.

Находим полные капитальные затраты с учетом стоимости оборудования и монтажных работ:

кн.ЛЭП = ЦlI(1 + т + с + м),

где Ц - цена на оборудование (приложения 5, 6, 7, 8), тыс. руб.;

I - индекс цен на оборудование (I = 22 на февраль 2003 г.);

т = 0,1 - коэффициент, учитывающий транспортно-заготовительные расходы, связанные с приобретением оборудования;

с = 0,02 0,08 (в зависимости от массы и сложности оборудования) - коэффициент, учитывающий затраты на строительные работы;

м = 0,1 0,15 (от оптовой цены на оборудование) - коэффициент, учитывающий затраты на монтаж и отладку оборудования.

Выбираем сталеалюминевые провода.

Для 1 варианта:

А1: кн.ЛЭП = ЦlI(1+т+с+м)= Цl28,05= 10,74028,05= 12005,4 тыс.руб.;

А2: кн.ЛЭП = Цl28,05= 10,76028,05= 18008,1 тыс.руб.;

А3: кн.ЛЭП = Цl28,05= 7,72628,05= 5615,6 тыс.руб.;

А4: кн.ЛЭП = Цl28,05= 10,74028,05= 12005,4 тыс.руб.;

А5: кн.ЛЭП = Цl28,05= 10,77228,05= 21609,72 тыс.руб.;

Для 2 варианта:

А1: кн.ЛЭП = Цl28,05= 10,74028,05 = 12005,4 тыс.руб.;

12: кн.ЛЭП = Цl28,05 = 7,74828,05 = 10367,3 тыс.руб.

А2: кн.ЛЭП = Цl28,05= 7,76028,05= 12959,1 тыс.руб.;

А3: кн.ЛЭП = Цl28,05= 7,72628,05= 5615,6 тыс.руб.;

А4: кн.ЛЭП = Цl28,05= 7,74028,05= 8639,4 тыс.руб.;

45: кн.ЛЭП = Цl28,05 = 7,77828,05=16846,8 тыс.руб.

А5: кн.ЛЭП = Цl28,05= 7,77228,05= 15550,9 тыс.руб.;

Для 3 варианта:

А1: кн.ЛЭП = ЦlI(1+т+с+м)= Цl28,05= 10,74028,05= 12005,4 тыс.руб.;

А2: кн.ЛЭП = Цl28,05= 10,76028,05= 18008,1 тыс.руб.;

А3: кн.ЛЭП = Цl28,05= 7,72628,05= 5615,6 тыс.руб.;

А4: кн.ЛЭП = Цl28,05= 7,74028,05= 8639,4 тыс.руб.;

45: кн.ЛЭП = Цl28,05 = 7,77828,05=16846,8 тыс.руб.

А5: кн.ЛЭП = Цl28,05= 7,77228,05= 15550,9 тыс.руб.;

Найдем время максимальных потерь:

;

где Tmax - число часов использования максимума нагрузки.

Для 1 варианта:

А1,А2:

А3:

А4, А5:

Для варианта №2:

А1,А2,12:

А3:

А4, А5,45:

В варианте №3:

А1,А2:

А3:

А4, А5,45

Находим стоимость потерь электроэнергии в ЛЭП.

;

где C0 - стоимость электроэнергии (С0 = 1,2 руб/кВт • ч ( на февраль 2003 г.); mах - время максимальных потерь, ч.

В первом варианте:

А1: т.р.;

А2: т.р.;

А3: т.р.;

А4: т.р.;

А5:

т.р.;

Во втором варианте:

А1: т.р.;

А2: т.р.;

12: т.р.;

А3: т.р.;

А4: т.р.;

А5: т.р.;

45: т.р.;

В третьем варианте:

А1: т.р.;

А2: т.р.;

А3: т.р.;

А4: т.р.;

А5: т.р.;

45: т.р.;

Найдем затраты на обслуживание, ремонт и амортизацию оборудования:

Иобсл. рем. ам. = (На + Н обсл. + Н рем) • Кн ЛЭП;

где На - норма амортизационных отчислений (табл. 3);

Н обсл. - норма обслуживания оборудования (табл.3);

Н рем. - норма ремонта оборудования (табл.3).

Для 1 варианта:

А1: Иобсл. рем. ам.=(На+Нобсл+Нрем)Кн ЛЭП=(2+0,4+0,4)% 12005,4 = 336,12 тыс.руб.;

А2: Иобсл. рем. ам. = 2,8%Кн ЛЭП= 504,23 тыс. руб.;

А3: Иобсл. рем. ам. = 2,8%Кн ЛЭП= 157,24 тыс. руб.;

А4: Иобсл. рем. ам. = 2,8%Кн ЛЭП= 336,15 тыс. руб.;

А5: Иобсл. рем. ам. = 2,8%Кн ЛЭП= 605,07 тыс. руб.;

Для 2 варианта:

А1: Иобсл. рем. ам. = 2,8%Кн ЛЭП= 336,15 тыс. руб.;

12: Иобсл. рем. ам. = 2,8%Кн ЛЭП= 290,28 тыс. руб.;

А2: Иобсл. рем. ам. = 2,8%Кн ЛЭП= 362,86 тыс. руб.;

А3: Иобсл. рем. ам. = 2,8%Кн ЛЭП= 157,24 тыс. руб.;

А4: Иобсл. рем. ам. = 2,8%Кн ЛЭП= 241,9 тыс. руб.;

45: Иобсл. рем. ам. = 2,8%Кн ЛЭП= 471,71 тыс. руб.;

А5: Иобсл. рем. ам. = 2,8%Кн ЛЭП= 435,43 тыс. руб.;

Для 3го варианта:

А1: Иобсл. рем. ам.=2,8%Кн ЛЭП = 336,12 тыс.руб.;

А2: Иобсл. рем. ам. = 2,8%Кн ЛЭП= 504,23 тыс. руб.;

А3: Иобсл. рем. ам. = 2,8%Кн ЛЭП= 157,24 тыс. руб.;

А4: Иобсл. рем. ам. = 2,8%Кн ЛЭП= 241,9 тыс. руб.;

45: Иобсл. рем. ам. = 2,8%Кн ЛЭП= 471,71 тыс. руб.;

А5: Иобсл. рем. ам. = 2,8%Кн ЛЭП= 435,43 тыс. руб.;

Найдем стоимость эксплуатационных расходов:

И = Ип + Иобсл, рем, ам.;

В первом варианте:

А1: И = Ип + Иобсл, рем, ам.= 695,68+336,12= 1031,8 тыс. руб.;

А2: И = Ип + Иобсл, рем, ам.= 2723,03+504,23= 3227,26 тыс. руб.;

А3: И = Ип + Иобсл, рем, ам.= 48,43+157,24= 205,67 тыс. руб.;

А4: И = Ип + Иобсл, рем, ам.= 454,64+336,15= 790,79 тыс. руб.;

А5: И = Ип + Иобсл, рем, ам.= 1352,97+605,07= 1958,04 тыс. руб.;

Во втором варианте:

А1: И = Ип + Иобсл, рем, ам.= 1932,03+336,15= 2268,18 тыс. руб.;

А2: И = Ип + Иобсл, рем, ам.= 3161,43+362,86= 3524,29 тыс. руб.;

12: И = Ип + Иобсл, рем, ам.= 246,94+290,28= 537,22 тыс. руб.;

А3: И = Ип + Иобсл, рем, ам.= 48,43+157,24= 205,67 тыс. руб.;

А4: И = Ип + Иобсл, рем, ам.= 1073,03+241,9= 1314,93 тыс. руб.;

А5: И = Ип + Иобсл, рем, ам.= 1667,47+435,43= 2102,9 тыс. руб.;

45: И = Ип + Иобсл, рем, ам.= 135,47+471,71= 607,18 тыс. руб.;

В третьем варианте:

А1: И = Ип + Иобсл, рем, ам.= 695,68+336,12= 1031,8 тыс. руб.;

А2: И = Ип + Иобсл, рем, ам.= 2723,03+504,23= 3227,26 тыс. руб.;

А3: И = Ип + Иобсл, рем, ам.= 48,43+157,24= 205,67 тыс. руб.;

А4: И = Ип + Иобсл, рем, ам.= 1073,03+241,9= 1314,93 тыс. руб.;

А5: И = Ип + Иобсл, рем, ам.= 1667,47+435,43= 2102,9 тыс. руб.;

45: И = Ип + Иобсл, рем, ам.= 135,47+471,71= 607,18 тыс. руб.;

При сооружении всей сети в течение одного года приведенные затраты для каждого варианта:

З = Екн ЛЭП + И,

где Е - норма дисконта, (Е = 0,2 0,3);

кн.ЛЭП - полные капитальные затраты с учетом стоимости оборудования и монтажных работ, тыс. руб.;

И - стоимость эксплуатационных расходов, тыс. руб.

Для 1 варианта:

А1: З = Екн ЛЭП + И = 0,2512005,4 + 1031,8 = 4033,15 тыс.руб.;

А2: З = Екн ЛЭП + И = 0,2518008,1+ 3227,26 = 7729,29 тыс.руб.;

А3: З = Екн ЛЭП + И = 0,255615,6 + 205,67 = 1609,57 тыс.руб.;

А4: З = Екн ЛЭП + И = 0,2512005,4+ 790,79 = 3792,14 тыс.руб.;

А5: З = Екн ЛЭП + И = 0,2521609,72 + 1958,04 = 7360,47 тыс.руб.;

Для второго варианта:

А1: З = Екн ЛЭП + И = 0,2512005,4 + 2268,18 = 5269,53 тыс.руб.;

А2: З = Екн ЛЭП + И = 0,2512959,1+ 3524,29 = 6764,07 тыс.руб.;

12: З = Екн ЛЭП + И = 0,2510367,3+ 537,22 = 3129,05 тыс.руб.;

А3: З = Екн ЛЭП + И = 0,255615,6 + 205,67 = 1609,57 тыс.руб.;

А4: З = Екн ЛЭП + И = 0,258639,4+ 1314,93 = 3474,78 тыс.руб.;

А5: З = Екн ЛЭП + И = 0,2515550,9+ 2102,9 = 5990,63 тыс.руб.;

45: З = Екн ЛЭП + И = 0,2516846,8+ 607,18 = 4818,88тыс.руб.;

В третьем варианте:

А1: З = Екн ЛЭП + И = 0,2512005,4 + 1031,8 = 4033,15 тыс.руб.;

А2: З = Екн ЛЭП + И = 0,2518008,1+ 3227,26 = 7729,29 тыс.руб.;

А3: З = Екн ЛЭП + И = 0,255615,6 + 205,67 = 1609,57 тыс.руб.;

А4: З = Екн ЛЭП + И = 0,258639,4+ 1314,93 = 3474,78 тыс.руб.;

А5: З = Екн ЛЭП + И = 0,2515550,9+ 2102,9 = 5990,63 тыс.руб.;

45: З = Екн ЛЭП + И = 0,2516846,8+ 607,18 = 4818,88тыс.руб.;

З1 = 24524,62 тыс.руб.; З2 = 31056,51 тыс.руб.; З3 = 27656,3 тыс.руб.;

При сравнении затрат, видно, что первый вариант выполнения схемы дешевле и экономически выгоднее остальных.

2. ВЫБОР СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ

2.1. Выбор типа, числа и мощности силовых трансформаторов

Выбор числа и мощности силовых трансформаторов должен быть технически и экономически обоснован, т.к. он оказывает существенное влияние на рациональное построение схем промышленного электроснабжения.

Критерием при выборе трансформаторов являются надежность электроснабжения.

Наиболее часто подстанции выполняют двухтрансформаторными. Однотрансформаторные - допустимы только при наличии централизованного резерва трансформаторов и при поэтапном строительстве подстанции. Установка более двух трансформаторов возможна в исключительных случаях.

Определяется число трансформаторов на подстанции (с учетом категории
надежности потребителей). Для потребителей I и II категории – 2 трансформатора, для потребителей II и III категории – 1 трансформатор.

Намечаются возможные варианты мощности трансформаторов подстанции с учетом допустимой нагрузки их в нормальном режиме и перегрузки - в послеаварийном режиме.

Номинальная мощность каждого из трансформаторов определяются из условия:

;

где Sp - суммарная расчетная нагрузка подстанции, кВА;

n – количество трансформаторов;

0,7 - коэффициент загрузки в нормальном режиме.

В аварийных условиях оставшийся в работе трансформатор должен быть проверен на допустимую перегрузку с учетом возможного отключения потребителей III категории надежности:

l,4 S ном, т Sp

Представим два возможных варианта мощностей трансформаторов подстанции, определив номинальную мощность каждого из них.

Возможны 2 варианта:

а) Sном, т = 16 МВА; Кз ав = 9,29/16 = 0,58 1,4;

б) Sном, т = 10 МВА; Кз ав = 9,29/10 = 0,93 1,4;

Возможны 2 варианта:

а) Sном, т = 16 МВА; Кз ав = 15/16 = 1,31 1,4;

б) Sном, т = 25 МВА; Кз ав = 15/25 = 0,84 1,4;

Возможны 2 варианта:

а) Sном, т = 6,3 МВА; Кз, = 5,71/6,3 = 0,9 1,4;

б) Sном, т = 10 МВА; Кз, = 5,71/10 = 0,57 1,4;

Возможны 2 варианта:

а) Sном, т = 10 МВА; Кз ав = 10/10 = 1,0 1,4;

б) Sном, т = 16 МВА; Кз ав = 10/16 = 0,63 1,4;

Возможны 2 варианта:

а) Sном, т = 16 МВА; Кз ав = 12,8/16 = 0,8 1,4;

б) Sном, т = 25 МВА; Кз ав = 12,8/25 = 0,512 1,4;

На подстанциях устанавливаем двухобмоточные трансформаторы типов:

ТМН – 6300; ТДН – 10000; ТДН – 16000; ТРДН-25000.

2.2. Технико-экономическое сопоставление вариантов

Полные капитальные затраты с учетом стоимости оборудования и монтажных работ, тыс. руб.;

Кн тр. = Ц I (1 + т + с + м),

где Ц - цена на оборудование (табл. П15), тыс. руб.

т - коэффициент, учитывающий транспортно - заготовительные расходы, связанные с приобретением оборудования (т = 0,05 - для оборудования с массой более 1 тонны; т = 0,1 - для оборудования с небольшой массой).

1. а) Кн тр. = 214,83 27,28 = 5860,6 тыс.руб.;

б) Кн тр. = 226,66 27,28 = 6183,3 тыс.руб.;

2. а) Кн тр. = 226,66 27,28 = 6183,3 тыс.руб.;

б) Кн тр. = 312,16 27,28 = 8515,7 тыс.руб.;

3. а) Кн тр. = 96,37 27,28 = 2628,97 тыс.руб.;

б) Кн тр. = 109,79 27,28 = 2995,07 тыс.руб.;

4. а) Кн тр. = 214,83 27,28 = 5860,6 тыс.руб.;

б) Кн тр. = 226,66 27,28 = 6183,3 тыс.руб.;

5. а) Кн тр. = 226,66 27,28 = 6183,3 тыс.руб.;

б) Кн тр. = 312,16 27,28 = 8515,7 тыс.руб.;

Определим стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах, тыс. руб.

;

где С0 - стоимость электроэнергии (С0 - 1,2 руб/кВт • ч ( на февраль 2003 г.); max - время максимальных потерь, ч;

Nтp - количество трансформаторов;

Рхх, Р кз - потери х. х. и к. з. трансформатора.

1. а)

б)

2. а)

б)

3. а)

б)

4. а)

б)

5. а)

б)

Затраты на обслуживание, ремонт и амортизацию оборудования определяются по формуле:

Иобсл. рем. ам. = (На+ H обсл.+ Hрем.) Кн тр. ,

где На - норма амортизационных отчислений (табл. 4);

Нобсл. - норма обслуживания оборудования (табл. 4);

Нрем. - норма ремонта оборудования (табл. 4).

1. а) Иобсл. рем. ам. = 7,4 5860,6 = 433,68 тыс.руб.;

б) Иобсл. рем. ам. = 7,4 6183,3 = 457,6 тыс.руб.;

2. а)Иобсл.рем.ам.=(На+Hобсл.+Hрем.)Кн.тр=(3,5%+2,9%+1%)6183,3 = 457,6 тыс.руб.;

б) Иобсл. рем. ам. = 7,4 8515,7 = 630,16 тыс.руб.;

3. а) Иобсл. рем. ам. = 7,4 2628,97 = 194,54 тыс.руб.;

б) Иобсл. рем. ам. = 7,4 2995,07 = 221,6 тыс.руб.;

4. а) Иобсл. рем. ам. = 7,4 5860,6 = 433,68 тыс.руб.;

б) Иобсл. рем. ам. = 7,4 6183,3 = 457,6 тыс.руб.;

5. а) Иобсл. рем. ам. = 7,4 6183,3 = 457,6 тыс.руб.;

б) Иобсл. рем. ам. = 7,4 8515,7 = 630,16 тыс.руб.;

Стоимость эксплуатационных расходов:

И = Ип + Иобсл., рем, ам.;

1. а) И = Ип + Иобсл., рем, ам. = 384,3 + 433,68 = 817,98 тыс.руб.;

б) И = Ип + Иобсл., рем, ам. = 409,8 + 457,6 = 867,4 тыс.руб.;

2. а) И = Ип + Иобсл., рем, ам. = 745,05+ 457,6 = 1202,65 тыс.руб.;

б) И = Ип + Иобсл., рем, ам. = 678,33 + 630,16 = 1308,49 тыс.руб.;

3. а) И = Ип + Иобсл., рем, ам. = 186,74 + 194,54 = 381,28 тыс.руб.;

б) И = Ип + Иобсл., рем, ам. = 169,19 + 221,6 = 390,79 тыс.руб.;

4. а) И = Ип + Иобсл., рем, ам. = 405,9 + 433,68 = 839,58 тыс.руб.;

б) И = Ип + Иобсл., рем, ам. = 421,79 + 457,6 = 879,39 тыс.руб.;

5. а) И = Ип + Иобсл., рем, ам. = 479,8 + 457,6 = 937,4 тыс.руб.;

б) И = Ип + Иобсл., рем, ам. = 591,08 + 630,16 = 1221,24 тыс.руб.;

Суммарные затраты определяются:

3 = E кн. тp. +И,

где Е - норма дисконта, (Е = 0,2 0,3);

1. а) 3 = Eкн. тp. + И = 0,25 5860,6 + 817,98 = 2283,13 тыс.руб.;

б) 3 = Eкн. тp. + И = 0,25 6183,3 + 864,7 = 2410,5 тыс.руб.;

2. а) 3 = Eкн. тp. + И = 0,25 6183,3 + 1202,65 = 2748,47 тыс.руб.;

б) 3 = Eкн. тp. + И = 0,25 8515,7 + 1308,49 = 3437,4 тыс.руб.;

3. а) 3 = Eкн. тp. + И = 0,25 2628,97 + 381,28 = 1038,5 тыс.руб.;

б) 3 = Eкн. тp. + И = 0,25 2995,07 + 390,76 = 1139,5 тыс.руб.;

4. а) 3 = Eкн. тp. + И = 0,25 5860,6 + 839,58 = 2304,73 тыс.руб.;

б) 3 = Eкн. тp. + И = 0,25 6183,3 + 879,39 = 2425,2 тыс.руб.;

5. а) 3 = Eкн. тp. + И = 0,25 6183,3 + 937,4 = 2483,2 тыс.руб.;

б) 3 = Eкн. тp. + И = 0,25 8515,7 + 1221,24 = 3350,16 тыс.руб.;

В результате технико–экономического расчёта получаем, что наиболее выгодным является установка следующих типов трансформаторов на подстанциях:

1. ТДН – 10000;

2. ТДН – 16000;

3. ТМН – 6300;

4. ТДН – 10000;

5. ТДН – 16000;

2.3. Определение параметров схемы замещения трансформаторов

Активное сопротивление двухобмоточного трансформатора определяется по формуле:

где РК - потери активной мощности в режиме КЗ, кВт;

Uном - номинальное напряжение, кВ;

Sном. тp- номинальная мощность трансформатора, кВА.

2, 5:

1, 4:

Реактивное сопротивление двухобмоточного трансформатора определяется по формуле:

2, 5:

1, 4:

Активная проводимость (См), обусловленная потерями активной мощности в режиме холостого хода РХ определяется:

;

где Рх – потери активной мощности в режиме х.х.

2, 5:

1, 4:

Реактивная проводимость трансформатора (См), обусловленная основным магнитным потоком, находится так:

где QX - потери реактивной мощности.

где IХ - ток холостого хода.

2, 5:

1, 4:

3.РАСЧЁТ РАБОЧИХ РЕЖИМОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

Расчет рабочих режимов

Расчётная мощность подстанции с учётом потерь в трансформаторе и зарядной мощности линии определяется:

где Pн , Qн – активная и реактивная мощности нагрузки кВт, квар;

Pтр , Qтр – потери активной и реактивной мощности в трансформаторе.

где n – число одинаковых трансформаторов на подстанции.

Зная полную мощность нагрузки Sн , определяем её активную и реактивную составляющие по формулам:

Pн = Sн cos ;

Qн = Sн sin ;

1. Pн = Sн cos = 13 0,85 = 11,05 МВт;

Qн = Sн sin = 13 0,53 = 6,89 Мвар;

2. Pн = Sн cos = 21 0,8 = 16,8 МВт;

Qн = Sн sin = 21 0,6 = 12,6 Мвар;

3. Pн = Sн cos = 4 0,8 = 3,2 МВт;

Qн = Sн sin = 4 0,6 = 2,4 Мвар;

4. Pн = Sн cos = 14 0,85 = 11,9 МВт;

Qн = Sн sin = 14 0,53 = 7,42 Мвар;

5. Pн = Sн cos = 18 0,85 = 15,3 МВт;

Qн = Sн sin = 18 0,53 = 9,54 Мвар;

Определим мощность подстанции:

Расчет потокораспределения мощностей

3.4.1. Расчет потокораспределения мощностей в разомкнутых сетях

При известной мощности в конце линии мощность в начале линии определяется с учётом потерь в линии по выражению:

Sн = Pк' + Pл + j ( Qк' + Qл );

где Pл и Qл. – потери активной и реактивной мощностей в линии.

где R – активное сопротивление линии.

где X – индуктивное сопротивление линии.

В рассматриваемой схеме участки А – 1; А – 2; А – 3; А – 4; А – 5 являются разомкнутыми цепями. Найдем мощности в начале этих линии:

А – 1.

Sн = 11128,7 + 125,327 + j (7299,9 + 127,084 ) кВА; Sн = 13483,81кВА

А – 2.

Sн = 16911,21 + 471,990+ j (12605 + 489,634 ) кВА; Sн = 21763,39 кВА

А – 3.

Sн = 3226,24 + 13,282+ j (2007,35 + 13,771 ) кВА; Sн = 3818,3кВА

А – 4.

Sн = 11986,8 + 134,529+ j (6816 + 139,559 ) кВА; Sн = 13975,2кВА

А – 5.

Sн = 15391,79 + 392,704+ j (8451,79 + 407,231 ) кВА; Sн = 18100 кВА

3.4.2. Расчет потокораспределения мощностей в замкнутых сетях

В данном варианте схемы электроснабжения замкнутых сетей нет, и поэтому расчёт не производиться.

3.3. Построение графиков в функции различных значений

1. Напряжения в начале и в конце линии связаны с продольной и поперечной составляющими падения напряжения в линии соотношениями:

где U – продольная составляющая падения напряжения,

U – поперечная составляющая падения напряжения.

Для выбранной линии – одноцепная (участок А – 3) рассчитываем U, U и Uк, приняв Uн = 110 кВ.

2. Коэффициент мощности в начале и в конце ЛЭП.

где Рн и Sн – активная и полная мощности в начале линии.

где Рк и Sк – активная и полная мощности в конце линии.

3. Токи в начале и в конце ЛЭП.

Коэффициент полезного действия.

Аналогично рассчитываем эти параметры для режимов х.х., 0,5Sнагр, 0,8Sнагр.

Результаты расчёта представлены в таблице 1.

Табл. 1

Данные для построения графиков

Нагрузка	Напряжение, кВ	cos	Ток, А	P, МВт	Q, Мвар
	В начале линии	В конце линии	В начале линии	В конце линии	В начале линии	В конце линии	В начале линии	В начале линии
Полная	110	109,5	0,85	0,85	20,12	19,94	3,2	2,03	0,995
0,8	110	109,2	0,842	0,848	16,09	15,9	2,6	1,63	0,992
0,5	110	109,5	0,847	0,849	10,05	9,97	1,6	1,01	0,991
Холостой ход	110	110	0,024	0,025	0,17	0,17	0,027	0,109	0,999

Графики приведены в приложении 1

4.КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

Повышение коэффициента мощности нагрузки приводит к уменьшению полной мощности S, а следовательно, и тока I, протекающего по сети

Коэффициент мощности можно повысить, уменьшая реактивную мощность, потребляемую электроприёмниками, а также путём использования синхронных компенсаторов и конденсаторов.

Величина потребляемой мощности компенсирующих устройств находится по выражению.

где Р – активная мощность нагрузки;

tg – тангенс угла сдвига фаз, соответствующий коэффициенту мощности до компенсации;

tg к - тангенс угла сдвига фаз после компенсации (tg к = 0,39);

= 0,9 – коэффициент вводимый в расчет с целью учёта возможности повышения коэффициента мощности мерами, не требующими установки компенсирующих устройств.

1. Мвар;

2. Мвар;

3. Мвар;

4. Мвар;

5. Мвар;

Устанавливаем конденсаторные установки следующих типов:

1. 3УКЛ- 10,5 - 900 У3

2. 3УКЛ- 10,5 - 1350 У3

3. УКЛ- 10,5 - 900 У3

4. 3УКЛ- 10,5 - 900 У3

5. 3УКЛ- 10,5 - 1350 У3

5.РАСЧЁТ УДЕЛЬНЫХ МЕХАНИЧЕСКИХ НАГРУЗОК НА ПРОВОД

Под удельной нагрузкой понимается равномерно распределённая вдоль пролёта механическая нагрузка, отнесённая к единице поперечного сечения провода.

а) Удельная нагрузка от собственного веса провода:

где G0 – масса одного метра провода, кг/м;

F – действительное сечение провода, м2;

g=9,8 м/с2 – ускорение свободного падения.

б) Удельная нагрузка от веса гололёда определяется при условном предположении цилиндрической формы гололёдообразования с толщиной стенки Вг (м) вдоль пролёта провода, имеющего диаметр, при плотности гололёда g0 = 910-3 Н/м3.

в) Суммарная удельная нагрузка:

3 = 1 + 2 ;

3 = 38500 + 85600 = 124100 Н/м3 ;

г) Удельная нагрузка от давления ветра:

где V – скорость ветра (м/с);

q = V2/1,6 – скоростной напор ветра (Н/м2);

– коэффициент неравномерности скорости ветра вдоль пролёта;

Сх – аэродинамический коэффициент провода, равный 1,1 для проводов и тросов с d 20мм и 1,2 при d 20мм.

д) Удельная нагрузка от давления ветра на провод покрытый гололёдом:

е) Результирующая удельная нагрузка от собственного веса провода и давления ветра на него при отсутствии гололёда:

ж) Результирующая удельная нагрузка от собственного веса провода, веса гололёда и давления ветра на покрытый гололёдом провод:

6.ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ В МАТЕРИАЛЕ ПРОВОДА КРИТИЧЕСКОГО ПРОЛЁТА

Расчёт проводов по условию механической прочности ведётся по допустимым напряжениям на растяжение.

Критическим пролётом называется такая длина пролёта, при которой достигаются допустимые напряжения провода при двух типах любых климатических условий, например: “m” и “n”.

где – напряжение в материале провода (Н/м2), (табл. 6)

= 1,210-11 м2/Н – коэффициент упругого удлинения провода

– температурный коэффициент линейного удлинения провода, (1/оС),(табл. 6);

При расчётах проводов их температура принимается равной температуре воздуха.

При расчётах определяются три критических пролёта, соответствующие трём типам возможных сочетаний исходных условий расчёта.

Первый критический пролёт lкр.1 разграничивает область применения исходных условий расчёта по низшей температуре и по среднеэксплуатационным условиям.

В этом случае:

m = 1; m = min = - 40 oC; []m = []min = 0.37n;

n = 1; n = сг = - 5 oC; []n = []сэ = 0.25n;

Второй критический пролёт lкр.2 определяет границу применения условий низшей температуры и наибольшей удельной нагрузки:

m = 1; m = min = - 40 oC; []m = []min = 0.37n;

n = нб = 7 ; n = нб = + 30 oC; []n = []нб = 0.42n;

где (сг = -5 oC; min = - 40 oC; нб = + 30 oC) – соответственно среднегодовая (обычно приравниваемая к среднеэксплуатационной), низшая температура и температура, соответствующая наибольшей удельной нагрузке.

Третий критический пролёт lкр.3 определяет границу применения среднеэксплуатационных условий наибольшей удельной нагрузки:

m = 1; m = сг = - 5 oC; []n = []сэ = 0.25n;

n = нб = 7 ; n = нб = + 30 oC; []n = []нб = 0.42n;

Получаем следующее соотношение критических пролётов:

lкр.1 > lкр.2 > lкр.3

Для ЛЭП – 110 кВ на железобетонных опорах длина пролёта лежит в промежутке 220 270 м.

Соотношение действительного и критического пролёта следующее:

l > lкр.2

Выбираем l = 230м.

Исходные расчетные условия:

нб = + 30 oC;

[]нб = 0.42 250106 = 1,05108.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В ходе выполнения курсового проекта были выбраны 3 варианта схемы сети, для каждого варианта выбраны сечения проводов и проверены по экономической плотности тока, допустимой нагрузке, короне. Определили параметры схемы замещения ЛЭП. В результате технико – экономического сравнения вариантов схем сети выбираем 1 – ый вариант схемы с наименьшими суммарными затратами З = 24524,62 тыс.руб. В зависимости от категории надёжности потребителей определили число трансформаторов на подстанциях, а именно: в т.3 – один трансформатор, в остальных по два трансформатора. Определили мощность двухобмоточных трансформаторов. В результате технико – экономического сопоставления вариантов на подстанциях устанавливаем следующие типы трансформаторов:

1. ТДН – 10000; 2. ТДН – 16000; 3. ТМН – 6300; 4. ТДН – 10000; 5. ТДН – 16000;

Рассчитали рабочие режимы электрических сетей для: полной нагрузки; 0,8 от полной нагрузки; 0,5 от полной нагрузки; х.х. Для компенсации реактивной мощности на стороне НН трансформаторов устанавливаем КУ типов:

1. 3УКЛ- 10,5 - 900 У3

2. 3УКЛ- 10,5 - 1350 У3

3. УКЛ- 10,5 - 900 У3

4. 3УКЛ- 10,5 - 900 У3

5. 3УКЛ- 10,5 - 1350 У3

Рассчитали удельные нагрузки:

- от веса провода и веса гололёда 3 = 124100 Н/м3;

- от давления ветра 4 = 66445,7 Н/м3;

- от давления ветра на провод покрытый гололёдом 5 = 183017.1 Н/м3;

- от собственного веса провода, веса гололёда и давления ветра на покрытый гололёдом провод 7 = 221124.6 Н/м3;

Рассчитали три критических пролёта, соответствующие трём типам возможных сочетаний исходных условий расчёта. Выбран пролёт l = 230м.

Проектирование сети вновь электрифицируемого района

СОДЕРЖАНИЕ

ЛИТЕРАТУРА

Проектирование сети вновь электрифицируемого района