Разработка районной сети электроэнергии
Составление баланса мощности в энергосистеме, определение мощности компенсирующих устройств каждой подстанции. Выбор напряжения, конструкции линий, подстанций, сопоставление и отбор наиболее оптимального варианта. Принципы регулирования напряжения.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 04.07.2014 |
| Размер файла | 584,5 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
4.1 Расчёт нормального режима наибольших нагрузок
В этом режиме должны быть включенными все линии и трансформаторы подстанций.
Радиальные одно- или двухцепные линии на схеме замещения представляем двумя элементами - линией и двумя параллельно включенными трансформаторами.
Линейный элемент отображает активное и индуктивное сопротивление, включенные последовательно и емкостную проводимость, включенную половинной величиной по концам элемента параллельно. Вместо проводимости можно указать реактивную мощность генерируемую линией
, МВАр
где bо - погонная емкостная проводимость, См/км ·10-6; bо (АС-70) = 2,58 ·10-6 См/км; bо (АС-120) = 2,69 ·10-6 См/км; bо (АС-95) = 2,65 ·10-6 См/км; bо (АС-240) = 2,85 ·10-6 См/км; Uном =114,4кВ - номинальное напряжение данное в задании для режима наибольших нагрузок; li - длина линии.
Рассчитаем для каждого участка
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
При двух параллельно включенных трансформаторах сопротивления в схеме замещения уменьшаются в два раза, а ДSTXX возрастает в два раза.
На втором этапе расчета режима определяем потокораспределения на всех линиях, отходящих от узловой распределительной подстанции (от электростанции).
В результате расчета потокораспределения должны быть определены значения потоков мощности на выходе и входе каждого элемента сети с учетом потерь мощности в сопротивлениях и проводимостях. Мощность на выходе подстанций следует принимать с учетом имеющихся на подстанции компенсирующих устройств.
Потери мощности в n параллельно работающих двухобмоточных трансформаторах
, кВАр
, кВт
где ДРкз - потери активной мощности на нагрев обмоток трансформатора при протекании по нему номинальной полной мощности SH, кВт; S'i - полная мощность, протекающая через подстанцию в режиме наибольших нагрузок за минусом мощности компенсирующих устройств, кВА; Uкз - напряжение короткого замыкания трансформатора,%; Ixx - ток намагничивания трансформатора,%.
Последующие расчеты рассчитываются для половины линии.
Для пункта “д»
, кВАр
, кВт
кВА
Для пункта “в»
, кВАр
, кВт
кВА
Для пункта “е»
, кВАр
, кВт
кВА
Для пункта “а»
, кВАр
, кВт
кВА
Для пункта “б»
, кВАр
, кВт
кВА
Тогда мощность на входе каждой подстанции
Sni=Si'+ SТ(i), кВА
Для подстанции “д»
кВА
Для подстанции “в»
кВА
Для подстанции “д»
кВА
Для подстанции “а»
кВА
Для подстанции “е»
кВА
На следующем этапе расчета находим мощности на выходе радиальных или концевых линий
, кВА
где QОЛj'' - половина реактивной мощности генерируемой линией, кВАр.
Для пункта Г-д
, кВА
где кВАр
Для пункта Г-в
где кВАр
Для пункта а-е
, кВА
где кВАр
Для пункта а-б
где кВАр
Для пункта Г-а
где кВАр
Производим вычисление потерь мощности в этих линиях по формулам:
, кВт
, кВАр
где rлj, xлj - соответственно активное и индуктивное сопротивления линии, Ом.
Для а-е
кВт
где Ом
кВАр
где Ом
ДляГ-д
кВт
где Ом
кВАр
где Ом
ДляГ-в
кВт
где Ом
кВАр
где Ом
Для Г-а
кВт
где Ом
кВАр
где Ом
Дляа-б
кВт
где Ом
кВАр
где Ом
Определяем мощности на входе рассмотренных выше линий
Sлj'=Sлj''+ДSлj-jQолj'=Pлj'+jQлj', кВА
Для а-е
кВА
Для Г-в
кВА
Для Г-д
кВА
Для Г-а
кВА
Для а-б
кВА
Таким образом, начиная с конца линий, получаем полную картину потокораспределения мощностей вплоть до участков линии, отходящих от источника питания с учетом потерь мощности в каждом элементе и генерации реактивной мощности линиями.
В обратном порядке, начиная с шин источника питания, производим определение потерь напряжения на головных линиях с последующим нахождением величин напряжений в конце этих линий
Ui=Uэл-ДUлj
где Ui - напряжение в первом от электростанции (УРП) узле (узел на отпайке линии, на шинах ОРУ транзитной или тупиковой подстанции); ДUлj - потери напряжения в первых от электростанции линиях.
Также определяются потери напряжения в последующих линиях и напряжения в конце их, вплоть до определения напряжения на входе каждой подстанции приемного пункта.
Для Г-а
В
U(Г-а)=Uэл-ДUл(Г-а) =110000-4026=105974 В.
Для а-е
В
U(а-е)=U(Г-а) -ДUл(а-е) =105974-1858=104116 В.
Для а-б
В
U(а-б)=UГ-а -ДUл(а-б) =105974-2725=103249 В.
Для Г-д
В
UГ-д)=Uэл -ДUл(б-д) =110000-1960=108040 В.
Для Г-в
В
U(Г-в)=Uэл -ДUл(Г-в) =110000-1898=108102 В.
4.2 Расчёт нормального режима наименьших (летних) нагрузок
Нагрузка приемных пунктов соответствует величинам, указанным в задании для летнего периода. Расчет режима при наименьших нагрузках ведется аналогично расчету режима при наибольших нагрузках.
, МВАр
где bо - погонная емкостная проводимость, См/км ·10-6; bо (АС-70) = 2,58 ·10-6 См/км; bо (АС-120) = 2,69 ·10-6 См/км; bо (АС-95) = 2,65 ·10-6 См/км; bо (АС-240) = 2,85 ·10-6 См/км; Uном =113,3кВ - номинальное напряжение данное в задании для режима наибольших нагрузок; li - длина линии.
Рассчитаем для каждого участка
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
Потери мощности трансформаторе
, кВАр
, кВт
где ДРкз - потери активной мощности на нагрев обмоток трансформатора при протекании по нему номинальной полной мощности SH, кВт; S'i - полная мощность, протекающая через подстанцию в режиме наибольших нагрузок за минусом мощности компенсирующих устройств, кВА; Uкз - напряжение короткого замыкания трансформатора,%; Ixx - ток намагничивания трансформатора,%.
Для пункта “б»
, кВАр
, кВт
кВА
Для пункта “в»
, кВАр
, кВт
кВА
Для пункта “д»
, кВАр
, кВт
кВА
Для пункта “а»
, кВАр
, кВт
кВА
Для пункта “е»
, кВАр
, кВт
кВА
Тогда мощность на входе каждой подстанции
Sni=Si'+ SТ(i), кВА
Для подстанции “б»
кВА
Для подстанции “в»
кВА
Для подстанции “д»
кВА
Для подстанции “а»
кВА
Для подстанции “е»
кВА
На следующем этапе расчета находим мощности на выходе радиальных или концевых линий
, кВА
где QОЛj'' - половина реактивной мощности генерируемой линией, кВАр.
Для пункта Г-д
, кВА
где кВАр
Для пункта Г-в
где кВАр
Для пункта а-е
, кВА
где кВАр
Для пункта а-б
где кВАр
Для пункта Г-а
где кВАр
Производим вычисление потерь мощности в этих линиях по формулам:
, кВт
, кВАр
где rлj, xлj - соответственно активное и индуктивное сопротивления линии, Ом.
Для а-е
кВт
где Ом
кВАр
где Ом
ДляГ-д
кВт
где Ом
кВАр
где Ом
ДляГ-в
кВт
где Ом
кВАр
где Ом
Для Г-а
кВт
где Ом
кВАр
где Ом
Дляа-б
кВт
где Ом
кВАр
где Ом
Определяем мощности на входе рассмотренных выше линий
Sлj'=Sлj''+ДSлj-jQолj'=Pлj'+jQлj', кВА
Для а-е
кВА
Для Г-в
кВА
Для Г-д
кВА
Для Г-а
кВА
Для а-б
кВА
Таким образом, начиная с конца линий, получаем полную картину потокораспределения мощностей вплоть до участков линии, отходящих от источника питания с учетом потерь мощности в каждом элементе и генерации реактивной мощности линиями.
В обратном порядке, начиная с шин источника питания, производим определение потерь напряжения на головных линиях с последующим нахождением величин напряжений в конце этих линий
Ui=Uэл-ДUлj
где Ui - напряжение в первом от электростанции (УРП) узле (узел на отпайке линии, на шинах ОРУ транзитной или тупиковой подстанции); ДUлj - потери напряжения в первых от электростанции линиях.
Также определяются потери напряжения в последующих линиях и напряжения в конце их, вплоть до определения напряжения на входе каждой подстанции приемного пункта.
Для Г-а
В
U(Г-а)=Uэл-ДUл(Г-а) =110000-2190=107810 В.
Для а-е
В
U(а-е)=U(Г-а) -ДUл(а-е) =107810-1156=106654 В.
Для а-б
В
U(а-б)=UГ-а -ДUл(а-б) =107810-1709=106101 В.
Для Г-д
В
UГ-д)=Uэл -ДUл(б-д) =110000-1206=108794 В.
Для Г-в
В
U(Г-в)=Uэл -ДUл(Г-в) =110000-1182=108818 В.
4.3 Расчёт послеаврийного режима работы проектируемой электрической сети
В послеаварийном режиме одна из цепей двухцепных линий выходит из строя и схема замещения отличается, как по начертанию, так и по величине параметров элементов электрической сети.
Нагрузки приемных пунктов принимаются максимальными.
Потокораспределение и напряжение узлов электрической сети определяется по алгоритму, аналогичному для нормального режима работы.
, МВАр
где bо - погонная емкостная проводимость, См/км ·10-6; bо (АС-70) = 2,58 ·10-6 См/км; bо (АС-120) = 2,69 ·10-6 См/км; bо (АС-95) = 2,65 ·10-6 См/км; bо (АС-240) = 2,85 ·10-6 См/км; Uном =113,3кВ - номинальное напряжение данное в задании для режима наибольших нагрузок; li - длина линии.
Рассчитаем для каждого участка
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
Потери мощности в n параллельно работающих двухобмоточных трансформаторах
, кВАр
, кВт
где ДРкз - потери активной мощности на нагрев обмоток трансформатора при протекании по нему номинальной полной мощности SH, кВт; S'i - полная мощность, протекающая через подстанцию в режиме наибольших нагрузок за минусом мощности компенсирующих устройств, кВА; Uкз - напряжение короткого замыкания трансформатора,%; Ixx - ток намагничивания трансформатора,%.
Для пункта “б»
, кВАр
, кВт
кВА
Для пункта “в»
, кВАр
, кВт
кВА
Для пункта “д»
, кВАр
, кВт
кВА
Для пункта “а»
, кВАр
, кВт
кВА
Для пункта “е»
, кВАр
, кВт
кВА
Тогда мощность на входе каждой подстанции
Sni=Si'+ SТ(i), кВА
Для подстанции “б»
кВА
Для подстанции “в»
кВА
Для подстанции “д»
кВА
Для подстанции “а»
кВА
Для подстанции “е»
кВА
На следующем этапе расчета находим мощности на выходе радиальных или концевых линий
, кВА
где QОЛj'' - половина реактивной мощности генерируемой линией, кВАр.
Для пункта Г-д
, кВА
где кВАр
Для пункта Г-в
где кВАр
Для пункта а-е
, кВА
где кВАр
Для пункта а-б
где кВАр
Для пункта Г-а
где кВАр
Производим вычисление потерь мощности в этих линиях по формулам:
, кВт
, кВАр
где rлj, xлj - соответственно активное и индуктивное сопротивления линии, Ом.
Для а-е
кВт
где Ом
кВАр
где Ом
ДляГ-д
кВт
где Ом
кВАр
где Ом
ДляГ-в
кВт
где Ом
кВАр
где Ом
Для Г-а
кВт
где Ом
кВАр
где Ом
Дляа-б
кВт
где Ом
кВАр
где Ом
Определяем мощности на входе рассмотренных выше линий
Sлj'=Sлj''+ДSлj-jQолj'=Pлj'+jQлj', кВА
Для а-е
кВА
Для Г-в
кВА
Для Г-д
кВА
Для Г-а
кВА
Для а-б
кВА
Таким образом, начиная с конца линий, получаем полную картину потокораспределения мощностей вплоть до участков линии, отходящих от источника питания с учетом потерь мощности в каждом элементе и генерации реактивной мощности линиями.
В обратном порядке, начиная с шин источника питания, производим определение потерь напряжения на головных линиях с последующим нахождением величин напряжений в конце этих линий.
Ui=Uэл-ДUлj
где Ui - напряжение в первом от электростанции (УРП) узле (узел на отпайке линии, на шинах ОРУ транзитной или тупиковой подстанции); ДUлj - потери напряжения в первых от электростанции линиях.
Также определяются потери напряжения в последующих линиях и напряжения в конце их, вплоть до определения напряжения на входе каждой подстанции приемного пункта.
Для Г-а
В
U(Г-а)=Uэл-ДUл(Г-а) =110000-8304=101696 В.
Для а-е
В
U(а-е)=U(Г-а) -ДUл(а-е) =101696-2548=99148 В.
Для а-б
В
U(а-б)=UГ-а -ДUл(а-б) =101696-2858=98896 В.
Для Г-д
В
UГ-д)=Uэл -ДUл(б-д) =110000-1848=108152 В.
Для Г-в
В
U(Г-в)=Uэл -ДUл(Г-в) =110000-2689=107371 В.
5. Регулирование напряжения
5.1 В нормальном режиме
Регулирование напряжения производится на электростанциях и на понижающих подстанциях. Предел регулирования напряжения задается в диапазоне от максимума до минимума в зависимости от изменения нагрузки на шинах электростанции или понижающей подстанции.
Регулирование напряжения на приемных подстанциях ведется по закону встречного регулирования напряжения. После определения напряжения на шинах высшего напряжения трансформаторов приемных пунктов необходимо осуществить регулирование напряжения.
В качестве основных средств регулирования напряжения при выполнении проекта принимаются трансформаторы с регулированием рабочих ответвлений под нагрузкой.
Закон встречного регулирования напряжения, который должен быть осуществлен на шинах вторичного напряжения районных подстанций, определяется требованиями правил устройства электроустановок. В общем случае в нормальном максимальном режиме можно принимать за желаемое напряжение на 5% больше, чем номинальное вторичное напряжение трансформаторов приемного пункта, а в нормальном минимальном режиме и послеаварийном - желаемое напряжение равно номинальному.
Определяем потери напряжения в трансформаторе ДUTi. Находим вторичное напряжение трансформатора, приведенное к первичной обмотке трансформатора,
U'i=Ui- ДUTi
Для подстанции “а»
U'а=Uа- ДUT(а) = 105974 - 2361 = 103613 В.
где, В.
Для подстанции “б»
U'б=Uб - ДUT(б) = 103249 - 2065 =101184 В.
где, В.
Для подстанции “в»
U'в=Uв - ДUT(в) = 108102 - 2408 =105694 В.
где, В.
Для подстанции “д»
U'д=Uд - ДUT(д) = 105974- 2048 = 105694 В.
где, В.
Для подстанции “е»
U'е=Uе - ДUT(е) = 104116 -2899 = 101217 В.
где, В.
Определяем расчетное напряжение ответвления трансформатора (UPотв i) по формуле:
где Uнн - напряжение основного вывода вторичной обмотки трансформатора. Принимаем на 10% больше номинального напряжения; Uжн - желаемое напряжение на шинах вторичного напряжения подстанций. В нормальном максимальном режиме принимаем на 5% больше номинального напряжения, а в нормальном минимальном и послеаварийном равно номинальному.
Для подстанции “а»
В.
Для подстанции “б»
В.
Для подстанции “в»
В.
Для подстанции “д»
В.
Для подстанции “е»
В.
По шкале величин напряжений, соответствующих напряжениям ответвления трансформатора (UH ± 9 x 1,78%) рассчитываем таблицу напряжений ответвлений по ступеням для трансформаторов напряжением 110 кВ и заносим в таблицу 5.1. Нормальные напряжения трансформатора принимается 110 и 115 кВ в зависимости от преобладающего напряжения в пунктах установки трансформатора.
Таблица 4
|
Ступень регулирования |
Напряжение |
|
|
9 |
127622 |
|
|
8 |
125664 |
|
|
7 |
123706 |
|
|
6 |
121748 |
|
|
5 |
119790 |
|
|
4 |
117832 |
|
|
3 |
115874 |
|
|
2 |
113916 |
|
|
1 |
111958 |
|
|
0 |
110000 |
|
|
-1 |
108042 |
|
|
-2 |
106084 |
|
|
-3 |
104126 |
|
|
-4 |
102168 |
|
|
-5 |
100210 |
|
|
-6 |
98252 |
|
|
-7 |
96294 |
|
|
-8 |
94336 |
|
|
-9 |
92378 |
По расчетному напряжению ответвления, UPотвi трансформатора находим ближайшее табличное напряжение ответвления трансформатора и определяем ступень регулирования напряжения в данном режиме.
По величине UPотвi определяем действительное значение вторичного напряжения подстанции
Для подстанции “а»
кВ
Для подстанции “б»
кВ
Для подстанции “в»
кВ
Для подстанции “д»
кВ
Для подстанции “е»
кВ
Для минимального и послеаварийного расчёт ведётся аналогичным образом.
5.2 Минимальный режим
Определяем потери напряжения в трансформаторе ДUTi. Находим вторичное напряжение трансформатора, приведенное к первичной обмотке трансформатора,
U'i=Ui- ДUTi
Для подстанции “а»
U'а=Uа- ДUT(а) = 107810 - 1449 = 101123 В.
где, В.
Для подстанции “б»
U'б=Uб - ДUT(б) = 106101 - 1032= 105193 В.
где, В.
Для подстанции “в»
U'в=Uв - ДUT(в) = 108818 - 1669 =107149 В.
где, В.
Для подстанции “д»
U'д=Uд - ДUT(д) =108794- 1257 = 107537 В.
где, В.
Для подстанции “е»
U'е=Uе - ДUT(е) = 106654 -1764 = 104890 В.
где, В.
Определяем расчетное напряжение ответвления трансформатора (UPотв i) по формуле:
Для подстанции “а»
В.
Для подстанции “б»
В.
Для подстанции “в»
В.
Для подстанции “д»
В.
Для подстанции “е»
В.
По величине UPотвi определяем действительное значение вторичного напряжения подстанции
Для подстанции “а»
кВ
Для подстанции “б»
кВ
Для подстанции “в»
кВ
Для подстанции “д»
кВ
Для подстанции “е»
кВ
5.3 Послеаварийный режим
Определяем потери напряжения в трансформаторе ДUTi. Находим вторичное напряжение трансформатора, приведенное к первичной обмотке трансформатора,
U'i=Ui- ДUTi
Для подстанции “а»
U'а=Uа- ДUT(а) = 101696 - 4292 = 97404 В.
где, В.
Для подстанции “б»
U'б=Uб - ДUT(б) = 98838 - 2065= 96773 В.
где, В.
Для подстанции “в»
U'г=Uг - ДUT(г) = 107371 - 4571 =102800 В.
где, В.
Для подстанции “д»
U'д=Uд - ДUT(д) = 108152- 3716 = 104436 В.
где, В.
Для подстанции “е»
U'е=Uе - ДUT(е) = 99118 -5271 = 93847 В.
где, В.
Определяем расчетное напряжение ответвления трансформатора (UPотв i) по формуле:
Для подстанции “а»
В.
Для подстанции “б»
В.
Для подстанции “в»
В.
Для подстанции “д»
В.
Для подстанции “е»
В.
По величине UPотвi определяем действительное значение вторичного напряжения подстанции
Для подстанции “а»
кВ
Для подстанции “б»
кВ
Для подстанции “в»
кВ
Для подстанции “д»
кВ
Для подстанции “е»
кВ
Исходя из полученных результатов можно сделать вывод, что при таком выборе сечения проводов потери напряжения в послеаварийном режиме удовлетворяют порогу 20% от номинального режима (по ГОСТу).
6. Технико-экономические показатели сети
К основным технико-экономическим показателя спроектированной сети, характеризующими ее техническую целесообразность и экономическую выгодность, а также расход: электрооборудования и денежных средств, относятся:
1.Суммарные капиталовложения на сооружение линий подстанций (тыс.руб.):
К?= Кл + Кп=2208+2972=5180тыс. руб.
Удельные капиталовложения:
руб/кВт руб/кВт*км
2. Суммарные ежегодные расходы по эксплуатации линии подстанций (тыс.руб./г);
И?=ИЛ+ИП =1995тыс. руб.
3. Себестоимость передачи электроэнергии по сети (коп/кВтч);
4. Потери энергии в спроектированной сети в кВт-ч и в процентах от полученной потребителями электроэнергии за год.
МВт
Суммарные капиталовложения следует определять с учетом стоимости электрооборудования всей спроектированной сети от шин высшего напряжения источника питания сети до шин низшего напряжения подстанций района включительно.
Для одной и более крупной подстанции спроектированной сети необходимо предусмотреть сооружение щита районного диспетчерского управления, мастерской, гаража и других вспомогательных сооружений.
Суммарные эксплуатационные расходы определяются с учетом указанного выше оборудования и стоимости потерь электроэнергии в сети от шин источника питания до шин низшего напряжения понижающих подстанций.
7. Способы прокладки кабельных линий
Прокладка кабеля - ответственный этап при проведение строительных и монтажных работ при прокладке кабельных систем.
Способ прокладки и тип кабеля следует выбирать в соответствии с правилами устройства электроустановок ПУЭ. В соответствии ПУЭ должны соблюдаться следующие основные правила для прокладки кабелей и их выбору:
1. На территориях электростанций кабельные линии могут прокладываться в туннелях, каналах, блоках, кабельных эстакадах. Прокладка в траншеях допускается для одиночных (1-4) кабельных линий к удаленным вспомогательным объектам (склады топлива, мастерские). На территории подстанций и распределительных устройств кабельные линии могут прокладываться в каналах, трубах и в земле (в траншеях) и в подземных лотках. Кабельные линии, отходящие от распределительных устройств центра питания в одном направлении при числе более 20 кабелей, должны прокладываться в туннеле.
2. В городах и поселках прокладка кабелей в земле (в траншеях) осуществляется по непроезжей части улиц (под тротуарами), по дворам и техническим полосам в виде газонов, с кустарниковыми посадками. По улицам и площадям, насыщенным подземными коммуникациями, прокладку кабельных линий рекомендуется производить в коллекторах и туннелях. При пересечении улиц и площадей с усовершенствованными покрытиями и с интенсивным движением транспорта кабельные линии должны прокладываться в блоках или трубах.
3. При прокладке кабельных линий в кабельных сооружениях (помещениях), а также в производственных помещениях бронированные кабели не должны иметь поверх брони, а небронированные кабели - поверх металлических оболочек защитных покровов из горючих материалов. На электростанциях запрещается применять силовые и контрольные кабели с полиэтиленовой изоляцией из-за горючести полиэтилена и его размягчения при временном перегреве.
4. При прокладке кабелей, питающих передвижные механизмы, должны применяться гибкие кабели с резиновой или другой аналогичной изоляцией, хорошо противостоящей многократным изгибам.
5. Для прокладки по вертикальным и круто наклонным трассам при напряжениях до 35 кВ включительно должны применяться кабели с нестекающей массой или кабели с обедненно-пропитанной изоляцией или кабели с резиновой или пластмассовой изоляцией и оболочкой.
6. Для прокладки кабелей по трассам, проходящим в различных грунтах и условиях окружающей среды, конструкции кабелей следует выбирать по участку с наиболее тяжелыми условиями, если длина участков с более легкими условиями не превышает строительной длины. При значительной длине отдельных участков трассы с различными условиями прокладки для каждого из них должны выбираться соответствующие конструкции и сечения кабелей.
7. Число соединительных муфт на 1 км вновь строящихся кабельных линий не должно быть более 4 для трехжильных кабелей 1-10 кВ при сечениях кабелей до 3X95 мм2 и не более 5 при сечениях 3X120-3X240 мм2, а для трехфазных кабелей 20-35 кВ не более 6 соединительных муфт. Для одножильных кабелей число соединительных муфт на 1 км должно быть не более 2. Для кабельных линий 110-220 кВ число соединительных муфт определяется проектом.
8. Прокладка кабелей на площадке крупных промышленных предприятий может также производиться на специальных кабельных эстакадах при наличии больших количеств кабелей (от 10 до 500 и более).
9. Для прокладки в земле должны применяться только бронированные кабели, оболочки которых имеют внешний покров для защиты от химических воздействий, выбранные в зависимости от степени агрессивности почвы и наличия блуждающих токов. При прокладке кабелей в почвах, содержащих вещества, разрушительно действующие на оболочки кабелей (солончаки, болота, насыпной грунт со шлаком л строительным мусором и т.д.), а также в опасных зонах из-за воздействия электрокоррозии должны применяться кабели, имеющие усиленные защитные антикоррозионные покровы.
10. Прокладка кабелей в земле (траншее) наиболее экономична. Рекомендуется в одной траншее прокладывать не более шести кабелей и расстояние между силовыми кабелями по возможности увеличивать до 200-300 мм. Прокладка в блоках, как наименее экономичная, допускается в местах пересечения с железнодорожными путями и проездами, в условиях чрезвычайной стеснен- ности по трассе, при вероятности разлива металла.
11.Для подводных кабельных линий через судоходные реки, должны применяться кабели с круглой проволочной броней по возможности одной строительной длины. С этой целью разрешается применение одножильных кабелей. Кабели с резиновой изоляцией в поливинилхлоридной оболочке в воде не должны прокладываться.
12. Для прокладки кабелей в почвах, подверженных смещению, а также для кабельных линий, прокладываемых в воздухе при наличии значительных растягивающих усилий, должны применяться кабели с проволочной броней.
13. Кабели силовые с алюминиевыми жилами должны применяться наравне с кабелями с медными жилами за исключением:
а) взрывоопасных помещений классов B-I и В-1а;
б) механизмов доменных цехов и механизмов главной линии обжимных и непрерывных прокатных станов.
14. Кабели силовые в алюминиевой оболочке должны применяться для прокладки в воздухе (во всех помещениях, каналах, туннелях и в наружных установках) и в земле в траншеях преимущественно перед кабелями в свинцовой оболочке во всех случаях, где они допускаются.
Выбор способа прокладки кабельных сетей производят в зависимости от
- величины и размещения нагрузок, плотности застройки предприятия,
- компоновки электротехнических помещений,
- наличия технологических, транспортных коммуникаций,
- параметров и расположения источников питания,
- уровня грунтовых вод,
- степени загрязнения окружающей среды и грунта,
- назначения кабельной лини.
Рисунок 1 - Виды кабельных сооружений
а) траншея; б) канал; в) туннель; г) блок; д) галерея; е) эстакада.
Каждый вид специального сооружения для прокладки кабелей характеризуется максимальным количеством силовых кабелей, которое можно в нём проложить. Траншея - 6 кабелей, канал -24, блок - 20, туннель - 72, эстакада - 24, галерея - 56.
Редко отдаётся предпочтение какому-либо одному виду прокладки кабелей. Обычно применяют смешанную прокладку, когда в зависимости от конкретных условий является целесообразным комбинированное исполнение различных способов прокладки кабельных линий.
Кабельные линии промышленных предприятий можно разделить на внутрицеховые и внецеховые. К внутрицеховым кабельным сетям относятся прокладки кабелей открыто на конструкциях, в лотках, коробах, каналах, туннелях и в трубах. К внецеховым кабельным линиям относятся прокладки кабелей в каналах, туннелях, блоках, траншеях, на эстакадах и в галереях. Внецеховые кабельные сети требуют для размещения сравнительно небольших площадей и могут быть осуществлены почти в любых атмосферных и грунтовых условиях.
Из опыта эксплуатации кабельных коммуникаций на действующих и реконструируемых объектах, прокладка кабеля в траншеях недостаточно надёжна, из-за частого производства земляных работ. Поэтому при числе кабелей от 6 до 30 рациональна прокладка в каналах или блоках, при числе кабелей свыше 30 кабели прокладывают в специальных кабельных сооружениях - в туннелях, на эстакадах и в галереях.
В помещениях скрытая прокладка проводов и кабелей в стальных трубах постепенно вытесняется открытыми прокладками. Открытая прокладка кабелей почти полностью исключают зависимость производства монтажных работ по прокладке кабелей от готовности строительной части сооружения. Открытые прокладки кабелей позволяют закончить нулевой цикл строительных работ, не дожидаясь производства электромонтажных работ, что невозможно при скрытых прокладках. Открытые прокладки кабелей наглядны, доступны, удобны для осмотра и замены кабелей, отличаются гибкостью при изменении трасс во время реконструкции электроустановок.
При открытой прокладке кабелей следует соблюдать меры по пожарной безопасности, обосновывать выбор марок кабелей и оболочек, правильно выбирать кабель по нагреву, контролировать качество присоединений и порядок раскладки кабелей, отделять зоны массовой прокладки кабелей от оборудования. При открытой прокладке кабелей в электротехнических и производственных помещениях следует стремиться к совмещению трасс, объединению кабелей различного назначения (силовых, осветительных, кабелей управления) в общие потоки, прокладывая их на общих конструкциях, лотках или коробах. Необходимо на стадии проектирования предусмотреть зоны размещения кабельных сетей, согласовать их взаимное расположение с технологическими, энергетическими, сантехническими сетями.
В случае размещения большого количества открыто прокладываемых кабелей целесообразно устройство кабельного этажа в верхней зоне подвала под электромашинным помещением, под производственными пролётами.
По территории промышленных предприятий кабельные сети могут выполнятся подземными - в траншеях, каналах, туннелях и блоках или надземными на эстакадах и в галереях. Подземный способ прокладки кабельных сетей защищает их от грозовых и атмосферных воздействий. Кабели, проложенные под землёй в меньшей мере создают помехи. Однако прокладка кабельных подземных коммуникаций нецелесообразна при неблагоприятных грунтовых условиях - высоком уровне грунтовых вод, наличия химически активных веществ, разрушающих кабельные оболочки.
Надземная прокладка кабелей рекомендуется во всех случаях, когда это позволяют условия среды, застройки предприятия и другие факторы. Надземные прокладки кабелей доступны при обслуживании, обеспечивают лёгкую замену и возможность дополнительной прокладки кабелей, облегчают работы по реконструкции сетей. При выборе способа прокладки кабельных линий следует учитывать, что первоначальные затраты при подземной системе выше, но надземные системы требуют более сложного ухода (покраска конструкций, очистка сооружений). Сравнивая различные системы кабельных канализаций по их удельным показателям, можно получить представление о целесообразности применения тех или иных способов прокладки кабелей на промышленных предприятиях.
Заключение
В данном проекте была спроектирована районная электрическая сеть. В ходе выполнения работы были проверены пять вариантов соединения, из которых впоследствии были исключены наиболее неэкономичные и ненадёжные схемы. На основании расчётов из оставшихся вариантов выбрана схема с наименьшими потерями электрической энергии в максимальных, минимальных и послеаварийных режимах работы. Также были выбраны сечения проводов, номинальное напряжение, типы и мощности компенсирующих устройств и трансформаторов.
Список использованной литературы
1 Елгин А.А., Справочные данные к решению задач, к проектированию, ТГУ, 2010.
2.Елгин А.А., Методические указания по проектированию для студентов заочного отделения по курсу “Производство и передача электроэнергии», ТГУ, 2009
3. Правила устройства электроустановок, Энергоатомиздат, М. 1985г.
4. Гологорский Е.Г., Справочник по строительству линий электропередачи напряжение 0.4-500 кВ, М. 2007.
Размещено на Allbest.ru
Подобные документы
Расчет баланса мощности и выбор компенсирующих устройств. Потери активной мощности в линиях и трансформаторах. Баланс реактивной мощности. Составление вариантов конфигурации сети с анализом каждого варианта. Потеря напряжения до точки потокораздела.
контрольная работа [4,3 M], добавлен 01.12.2010Характеристика электрифицируемого района и потребителей электроэнергии. Составление и обоснование вариантов схемы электрической сети. Баланс реактивной мощности и выбор компенсирующих устройств. Выбор номинального напряжения и сечений проводов сети.
курсовая работа [89,3 K], добавлен 13.04.2012Этапы и методы проектирования районной электрической сети. Анализ нагрузок, выбор оптимального напряжения сети, типа и мощности силовых трансформаторов. Электрический расчёт варианта сети при максимальных нагрузках. Способы регулирования напряжения.
методичка [271,9 K], добавлен 27.04.2010Составление баланса активной мощности и выбор генераторов проектируемой ТЭЦ, обоснование схемы и напряжения электрической сети. Выбор и размещение трансформаторов, компенсирующих устройств и сечений проводов. Регулирование напряжения в узлах нагрузки.
курсовая работа [582,2 K], добавлен 06.03.2011Баланс мощности в электрической системе. Определение мощности компенсирующих устройств и расчётных нагрузок. Расчёт установившихся режимов электрической системы и устройств регулирования напряжения. Технико-экономические показатели проектируемой сети.
курсовая работа [1,4 M], добавлен 16.03.2012Особенности распределения мощности по закону Кирхгофа. Тип, мощность и места установки компенсирующих устройств. Характеристика силовых трансформаторов понизительных подстанций. Анализ регулирования напряжения в электрической сети в максимальном режиме.
курсовая работа [405,3 K], добавлен 20.06.2010Характеристики потребителей электроэнергии. Расчет электрических нагрузок и мощности компенсирующих устройств реактивной мощности. Выбор мощности трансформаторов подстанции. Расчет заземляющего устройства подстанции и выбор распределительной сети.
курсовая работа [702,9 K], добавлен 23.04.2021Оптимальная схема развития районной электрической сети. Выбор номинальных напряжений и оптимальной конструкции сети. Расчет сечений проводов, мощности компенсирующих устройств. Выбор оборудования подстанций. Расчет максимального режима энергосистемы.
курсовая работа [202,3 K], добавлен 24.03.2012Определение мощностей подстанции. Расчет первого и второго вариантов электрической сети: параметры, оборудование, баланс. Выбор оптимального варианта сети и расчет режима для него. Регулирование напряжения на подстанции для оптимального варианта.
курсовая работа [3,9 M], добавлен 28.06.2011Составление вариантов схемы электрической сети и выбор наиболее рациональных из них. Расчет потокораспределения, номинальных напряжений, мощности в сети. Подбор компенсирующих устройств, трансформаторов и сечений проводов воздушных линий электропередачи.
курсовая работа [1,6 M], добавлен 24.11.2013
