Добавил:

Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Южно-Уральский Государственный Университет

Предмет:

[НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Файл:

Курсавой .docx

Скачиваний:

Добавлен:

08.08.2019

Размер:

2.74 Mб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 1 23 / 53 4 5 > Следующая >>>

5.2 Определяем сечения проводов на каждом участке сети по основному

методу:

j_э-экономической плотности тока

Линия A-1

Ток в линии = (5.5)

Сечение проводов определяем по условию

(5.6)

где j_э =1,1 А/мм² из [5,C548] при

Выбираем провода АС-95/16; Iдоп =330 A из [5,C428]

Сечение стальных жил зависит от района по гололеду для 1, 2 района принимается сечение жил минимальное, для 3 района – среднее, для особого района – наибольшее

Выбранные провода по «короне» не проходят, т.к. минимальное сечение проводов, обеспечивающее отсутствие «короны» 240 мм² (АС- 240/39)

Линия 1-3

j _э= 1,1 A/мм² при Т_max= 5000 час

Выбираем провода АС-95/16; Iдоп =330 A

Выбираем провода типа АС-95/16, по «короне» не проходят, т.к. минимальное сечение проводов, обеспечивающее отсутствие «короны» 240 мм² (АС- 240/39)

Линия 3-2

j _э= 1 A/мм² при Т_max= 7000 час

Выбираем провода АС-70/11; Iдоп =265 A

Выбираем провода типа АС-70/11, по «короне» не проходят, т.к. минимальное сечение проводов, обеспечивающее отсутствие «короны» 240 мм² (АС- 240/39)

Линия 2-В

j _э= 1 A/мм² при Т_max= 3000 час

Выбираем провода АС-120/19; Iдоп =390 A

Выбираем провода типа АС-120/19, по «короне» не проходят, т.к. минимальное сечение проводов, обеспечивающее

отсутствие «короны» 240 мм² (АС- 240/39)

5.3 Проверка проводов на нагрев. Рассмотрим аварийные режимы.

Авария №1, повреждение линии A-1

Рисунок 5.3 - Схема сети для аварии №1

Авария №2, повреждение линии 1-3

Рисунок 5.4 - Схема сети для аварии №2

Авария №3, повреждение линии 3-2

Рисунок 5.5 - Схема сети для аварии №3

Авария №4, повреждение линии 2-B

Рисунок 5.6 - Схема сети для аварии №4

Проверим провода на нагрев, из 4 аварийных режимов для каждой линии определим наиболее тяжелую аварию.

Линия А-1.Наиболее тяжелой аварией является авария №1

(5.7)

Условие проверки проводов на нагрев

; AC-240/39 I _доп= 610А

I _доп= 533,2< 610 A по нагреву проходят.

Линия 1-3.Наиболее тяжелой аварией является авария №1

провода АС- 240/39, I_доп=610А

I _доп= 177,8< 610 A по нагреву проходят.

Линия 3-2. Наиболее тяжелой аварией является авария №1

; для проводов типа АС- 240/39; I_доп=610А

I _доп= 177,8< 610 A по нагреву проходят.

Линия В-2. Наиболее тяжелым повреждением является авария №1

провода АС- 240/39, I_доп=610А

I _доп= 230< 610 A по нагреву проходят.

Линии на участках А-1;1-3;3-2;В-2 выбираем одноцепную линию с расположением проводов треугольником с Д = 5 м из [3,C40]

5.4 Определение параметров схемы замещения определим в таблице 5.1

Таблица 5.1 – Технические данные проводов

№ лин	Длина линии Км.	Тип провода	r₀ Ом/км	х₀ Ом/км	в₀*10^-6 Ом/км	R Ом	Х Ом	В*10⁶ Ом	Q_B MBA _p
A-1	75	АС-240/39	0,124	0,401	2,85	9,3	30	213,7	5,17
1-3	63	АС-240/39	0,124	0,401	2,85	7,8	25,2	179,5	4,3
3-2	51	АС-240/39	0,124	0,401	2,85	6,3	20,4	145,3	3,5
В-2	48	АС-240/39	0,124	0,401	2,85	6	19,2	136,8	3,3

Расчет параметров таблицы 2.5 произведен по формулам

из [5,C428,435] (5.8)

5.5 Составляем полную эквивалентную схему замещения сеть

Рисунок 5.7 – Полная схема замещения цепи

5.6 Определение расчетных нагрузок и составление расчетной схемы замещения

Рисунок 5.8 – Расчетная схема замещения сети

(5.9)

(5.10)

(5.11)

5.7 Определим предварительное протекание мощностей в линиях.

По первому частному случаю.

Если на всей длине линии провода расположены на опорах одинаково и имеют теоретически постоянное соотношение реактивного и активного сопротивления, т. е.

(5.12)

Мощность на участке 1-3

(5.15)

Мощность на участке 3-2

(5.16)

Проверим расчет в точке токораздела №3

31,1+j18,3+17,1+j21,5=48,2+j39,8МВА (5.17)

5.8 Определение мощностей в начале и в конце каждой линии.

Расчеты проводятся от точки токораздела №3 к источникам питания.

Рисунок 5.9 – Расчетная схема замещения сети

Мощность в конце линии 1-3

Мощность в конце линии 3-2

(5.18) Мощность в конце линии А-1,определяется на основании 1 закона Кирхгофа

(5.19)

Мощность в начале линии А-1

(5.20)

Мощность выходящая с шин подстанции А

(5.21)

Мощность в начале линии 3-2

(5.22)

Мощность в конце линии В-2

(5.23)

Мощность в начале линии В-2

Мощность выходящая с шин подстанции В

5.9 Определение напряжений в точках электрической сети.

Расчет следует вести от точек питания к точке токораздела.

(5.23)

(5.24)

(5.25)

Проверка расчета сети

216,4кВ218,1 кВ

Погрешность расчета

%5% (5.26)

5.10 Выбор трансформаторов на системе и ПС

Выбирают трансформаторы с РПН

Мощность трансформатора связи определится по условию :

Выбираем 6 трансформаторов типа АОДЦТН-167000/500/220/10,5из [5,с156]

Таблица 1.4 Технические данные трансформаторов

№

Тип тран-ра

Стандарт.

ответвление.

ВН

СН

НН

ВН

СН

НН

АОДЦТН-167000/500

/220/10,5

230

315

0,25

21,5

±12+1%

Схема варианта №2

Схема варианта №4

6 Технико-экономический расчет и составление чертежной части

проекта

Схемы электрических сетей сравнивают по техническим и экономическим показателям

Технические показатели:

1 Надежность работы электрической сети: по схемам соединений и по резервированию электроснабжения потребителей, по частоте повреждаемости электрооборудования подстанции и несущих конструкций линий.

2 Долговечность сооружения линий: воздушные или кабельные линии, опоры ВЛ – деревянные, металлические или железобетонные, способы прокладки кабельных линий.

3 Удобство эксплуатации: обеспечение ремонтной базой, подъездными дорогами.

4 Степень автоматизации.

5 Возможность механизации строительных и монтажных работ

6.1 Технико-экономический расчет разомкнутой электрической сети

Экономические показатели:

Рассмотрим простую разомкнутую электрическую сеть

Рисунок 6.1 – Разомкнутая электрическая сеть

Экономические показатели определяются с учетом коэффициента инфляции – Кинф=6

Одним из основных экономических показателей являются капитальные затраты – стоимость электрической сети.

2160000+2043600=4203600тыс.руб (6.1)

Где (6.2)

- стоимость подстанции

Кяч – стоимость ячейки подстанции, в настоящее время при проектировании выбираем элегазовые выключатели.

(6.3)

- суммарная стоимость линий

- стоимость 1 км линий, зависит от исполнения линий.

L_j (км) – длина линии

На всех участках – линии одноцепные

И – годовые эксплуатационные расходы.

И=И₁+ И₂+ И₁₃(6.4)

Где И₁- стоимость потерянной электроэнергии за год

(6.5)

- стоимость потерянной электроэнергии для Сибири и Дальнего

Востока

- количество потерянной электроэнергии в электрической сети

(6.6)

Тмах – условное время максимальных потерь, зависит от Тмах нагрузки

Для линии 0-1 Tmax₁определяют по Tmax_ср,1,2,3

И₂ + И₃ – годовые отчисления на амортизацию и на эксплуатацию электрической сети.

(6.7)

- нормы отчисления, соответственно, на амортизацию и на эксплуатацию для линий и подстанций.

Определяют для каждого варианта электрической сети расчетные приведенные затраты, предполагая, что строительства сети выполнят за 1 год.

(6.8)

Где Ен = 0,12 – нормативный коэффициент экономической капитальных вложений. Чтобы сравнивать 2-3 варианты электрической сети, удобнее сначала уровнять технические показатели, а сравнивать по экономическим показателям.

6.2 Рассмотрим простую замкнутую электрическую сеть

Рисунок 6.1 –Замкнутая электрическая сеть

Экономические показатели определяются с учетом коэффициента инфляции – Кинф=5

Одним из основных экономических показателей являются капитальные затраты – стоимость электрической сети.

1620000+1552350=3172350тыс.руб

Где

- стоимость подстанции

Кяч – стоимость ячейки подстанции, в настоящее время при проектировании выбираем элегазовые выключатели.

- суммарная стоимость линий

- стоимость 1 км линий, зависит от исполнения линий.

L_j (км) – длина линии

На всех участках – линии одноцепные

И – годовые эксплуатационные расходы.

И=И₁+ И₂+ И₁₃

Где И₁- стоимость потерянной электроэнергии за год

- стоимость потерянной электроэнергии для Сибири и Дальнего

Востока

- количество потерянной электроэнергии в электрической сети

Тмах – условное время максимальных потерь, зависит от Тмах нагрузки

Для линии 0-1 Tmax₁определяют по Tmax_ср,1,2,3

И₂ + И₃ – годовые отчисления на амортизацию и на эксплуатацию электрической сети.

Для окончательного выбора варианта схемы электрической сети , сравнивают расчетные приведенные затраты

(6.9)

Если ΔЗпр% > 5%, тогда принимают вариант электрической сети, имеющей минимальные расчетные затраты

Зпр – min

Зпр2=602533,5тыс.руб

7 Расчет сети в минимальном режиме

7.1 Составляем полную эквивалентную схему замещения сеть

Рисунок 7.1 – Полная схема замещения цепи

7.2 Определение расчетных нагрузок и составление расчетной схемы замещения

Рисунок 7.2 – Расчетная схема замещения сети

7.3 Определим предварительное протекание мощностей в линиях.

По первому частному случаю.

Мощность на участке 1-3

Мощность на участке 3-2

Проверим расчет в точке токораздела №3

33,4+j22,5+34,6+j28,9=68+j51,4МВА

7.4 Определение мощностей в начале и в конце каждой линии.

Расчеты проводятся от точки токораздела №3 к источникам питания.

Рисунок 7.3 – Расчетная схема замещения сети

Мощность в конце линии 1-3

Мощность в конце линии 3-2

Мощность в конце линии А-1,определяется на основании 1 закона Кирхгофа

Мощность в начале линии А-1

Мощность выходящая с шин подстанции А

Мощность в начале линии 3-2

Мощность в конце линии В-2

Мощность в начале линии В-2

Мощность выходящая с шин подстанции В

7.5 Определение напряжений в точках электрической сети.

Расчет следует вести от точек питания к точке токораздела.

Проверка расчета сети

215,3кВ219,2 кВ

Погрешность расчета

%5%

8 Расчет сети в аварийном режиме.

Цель расчета:

Проверить провода на потери напряжения.

Анализ показывает, что наиболее тяжелой аварией является повреждение линии на участке А-1 в максимальном режиме.

8.1 Составляем полную эквивалентную схему замещения сеть

Рисунок 8.1 – Полная схема замещения цепи

8.2 Определение расчетных нагрузок и составление расчетной схемы замещения

Рисунок 8.2 – Расчетная схема замещения сети

8.3 Определение мощностей в начале и в конце каждой линии.

Расчеты проводятся от точки токораздела №3 к источникам питания.

Рисунок 8.3 – Расчетная схема замещения сети

Мощность в конце линии 1-3

_{Мощность
в конце линии 3-2}

Мощность в конце линии 3-2,определяется на основании 1 закона Кирхгофа

Мощность в начале линии 3-2

Мощность в конце линии 2-B,определяется на основании 1 закона Кирхгофа

Мощность в начале линии А-1

Мощность выходящая с шин подстанции А

8.4 Определение напряжений в точках электрической сети.

Расчет следует вести от точек питания к точке токораздела.

9 Выбор ответвлений на станции и подстанции

Согласно ПУЭ, этот способ регулирования напряжения допускает применение для сезонного регулирования. На весь сезон (лето, осень, зима, весна) выставляется постоянный коэффициент трансформации, который должен обеспечить средний уровень напряжения в максимальном и минимальном режимах: