Производим перерасчёт потоков мощности с учётом выбранного сечения. Исходные данные приведены в таблице 3.2. Данные заносим в программу RASTR. Результаты сводим в таблицу 3.3.

Таблица 3.2.Сопротивление линий с учётом выбранного сечения проводов для 2-ух вариантов сети.

Таблица 3.3. Уточнённый расчётов потокораспределения с учётом выбранного сечения проводов линий в нормальном максимальном режиме.

Принятое сечение провода проверяем по условиям допустимого тока нагрева Iдоп, установленного для выбранного сечения провода по табл.1.3 приложения [1]. Это значение тока должно быть больше расчетного тока, протекающего по линии в послеаварийном режиме. Если условие не соблюдается, то увеличиваем сечение провода.

Пусть наиболее тяжёлым послеаварийным режимом будет режим при отключении участка с наибольшей нагрузкой в нормальном режиме. Произведём расчёт потоков мощностей в этом режиме, используя программу RASTR. Результаты расчёта потокораспределения и проверки выбранного сечения провода по нагреву в послеаварийном режиме сводим в таблицу 3.4.

Таблица 3.4. Результаты расчётов потокораспределения с учётом выбранного сечения проводов линий в послеаварийном режиме.

Так как ток в ветви А-5 (вариант В) в послеаварийном режиме превышает допустимый ток для ранее выбранного сечения(456 А>390 А), то необходимо увеличить сечение провода. Принимаем вместо АС-120/19 провод АС-185/29 с Iдоп=510 А.

4. Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанциях

Мощность трансформаторов в нормальных условиях эксплуатации должна обеспечивать питание электрической энергией всех потребителей, подключенных к данной подстанции. Кроме того, нужно учитывать необходимость обеспечения ответственных потребителей (I и II категорий) электрической энергией и в случае аварии на одном из трансформаторов, установленных на подстанции. На подстанциях питающих потребителей I и II категорий должно быть установлено не менее двух трансформаторов, желательно одинаковой мощности. В случае аварии на одном из трансформаторов второй должен обеспечить полной мощностью этих потребителей. Практически это может быть достигнуто путем установки на подстанции двух трансформаторов, номинальная мощность каждого из которых будет рассчитана на 60...70% максимальной нагрузки подстанции. При установке на подстанции двух трансформаторов допустимы их технологические перегрузки до 30 - 40% на время ремонта или аварийного отключения одного из них, но не более 6 часов в сутки в течении пяти суток подряд при условии, что коэффициент начальной его загрузки был меньше или равен 0,93.

С учётом допустимых перегрузок мощность каждого трансформатора из двух рассматриваемых:

Sтр ? Sм/1,4,

где Sм - максимальная мощность нагрузки подстанции.

Для потребителей III категории допускается устанавливать один трансформатор, мощностью:

Sт Sн.

При наличии централизованного резерва допускается питание потребителей II категории от одного трансформатора.

Выбор трансформаторов производим по табл. II.4 1. Результаты выбора количества и мощностей трансформаторов на подстанциях представлен в таблице 4.1..

Таблица 4.1. Количество и мощность трансформаторов на подстанциях.

Основные параметры выбранных трансформаторов представлены в таблице 4.2.

Таблица 4.2. Основные параметры выбранных трансформаторов.

Таблица 7.3. Результаты расчета минимального режима районной электрической сети.

Таблица 7.4. Результаты расчета послеаварийного режима районной электрической сети.

Рис. 7.1 а) - режим максимальных нагрузок;

Рис. 7.1 б) - режим минимальных нагрузок;

Рис. 7.1 в)- послеаварийный режим.

8. ВЫБОР СРЕДСТВ РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЙ

Обеспечение потребителей электроэнергией требуемого качества заключается в поддержании требуемого напряжения с возможностью его регулирования. В качестве специальных средств регулирования напряжения прежде всего могут быть использованы трансформаторы с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН). Если с их помощью невозможно обеспечить удовлетворительные величины напряжений, следует рассмотреть целесообразность установки статических конденсаторов или синхронных компенсаторов.

Определяем падение напряжения в трансформаторах

U = (Рн Rт + Qн Хт)/Uрв,

где Рн, Qн - активная и реактивная мощности нагрузки в узле, МВт и Мвар;

Rт,Хт - активное и реактивное сопротивления трансформаторов на подстанции , Ом;

Uрв - рабочее высшее напряжение в данном узле, кВ, рассчитанное на ПЭВМ по программе RASTR.

Напряжение в данном узле с учетом потерь в трансформаторе:

U' = Uрв - U

Желаемое напряжение регулировочного ответвления определяем по формуле:

Uотвж = U'Uнн /Uнж,

где Uнн - номинальное напряжение обмотки низшего напряжения трансформатора ,кВ;

Uнж - желаемое напряжение на низкой стороне трансформатора. Для режима максимальных нагрузок и послеаварийного режима Uнж = 10,5 кВ. Для режима минимальных нагрузок Uнж = 10 кВ.

По найденному значению расчётного напряжения регулировочного ответвления определяем ближайшее стандартное ответвление Uотв.ст. Для этого предварительно рассчитаем напряжения, соответствующие каждому ответвлению трансформатора (таблица 8.1).

Таблица 8.1. Параметры регулирования трансформатора с РПН.

По стандартному напряжению ответвления рассчитываем действительное напряжение на низкой стороне трансформатора:

Uнд = U'Uнн/Uoтв.ст.

Результаты расчетов сводим в таблицу 8.2.

Таблица 8.2. Результаты расчета характерных режимов выбранного варианта районной электрической сети.

Поскольку применение трансформаторов с РПН обеспечивает удовлетворительные величины напряжений у потребителей, то применение дополнительных средств регулирования напряжения не требуется.

9. Технико-экономические показатели сети

В конце проекта необходимо привести основные технические и экономические показатели электрической сети, по которым специалисты-эксперты могут судить о степени правильности принятия инженерных решений при проектировании объекта.

Приводятся следующие обобщенные данные:

1. Номинальное напряжение сети Uн =110 кВ.

2.Установленная мощность трансформаторов:

где Smi - номинальная мощность трансформаторов на i - ой подстанции.

3. Протяженность ЛЭП:

где Li -длина ветви ЛЭП;

4. Передаваемая активная мощность:

где Pi - активная мощность i - го потребителя.

5. Передаваемая электроэнергия:

где Tmaxi - время использования максимальной нагрузки i - го потребителя.

6. Потери мощности:

Р = Рл + Рт = 1,88 + (0,199+0,303) = 2,382 МВт,

где Рл - потери мощности в линиях, МВт;

Рт - потери мощности в трансформаторах, МВт.

7. Потери электроэнергии:

Э = Эл + Эт = 7083,84 + (1332,43 +509,05) = 8925,32 МВтч,

где Эл - потери электроэнергии в линиях, МВтч;

Эт - потери электроэнергии в трансформаторах, МВтч;

8. Капитальные затраты:

К= Кл + Кп = 4097,15+3960 =8057,15 тыс. у.е.

9. Годовые эксплуатационные расходы:

Гэ =(ра.л%/100)•Кл+(ра.п%/100)•Кп+ рт.o.л•L+рт.o.п•N+ Э00 + +Энн=0,024•4097,15+0,064•3960+0,05•377,52+15•6+(509,05+1332,43+7083,84)•0,026=692,7 тыс. у.е.

где pн=0,12-нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, принимать который рекомендуется равным 0,12 [1, стр. 70];

Кл-стоимость линий, тыс. у.е.;

Кп - стоимость подстанций, тыс. у.е.;

ра.п%=0,064 [1, стр. 68]-отчисления на амортизацию электротехнического оборудования и распределительных устройств;

ра.л%=0,024 [1, стр. 68]-отчисления на амортизацию воздушных линий электропередач;

рт.o.л=50 у.e/км [1, стр. 69]-ежегодные расходы на текущий ремонт и обслуживание линий электропередач;

рт.o.л=15 тыс. y.e/км [1, стр. 69]-ежегодные расходы на текущий ремонт и обслуживание линий электропередач;

L-суммарная длина линий электропередач районной электрической сети, км;

N-количество подстанций районной электрической сети;

Э0 - потери энергии холостого хода, кВт·ч;

? 0 - стоимость потерь электроэнергии холостого хода, тыс. у.е./кВт·ч;

Эн - нагрузочные потери электроэнергии, кВт·ч;

? н - стоимость нагрузочных потерь электроэнергии, тыс. у.е. ./кВт·ч.

10. Приведенные затраты:

Зп = рн•К+Гэ =0,12•8057,15+692,7=1659,56 тыс. у.е.,

где pн=0,12-нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, принимать который рекомендуется равным 0,12 [1, стр. 70];

11. Стоимость передачи электроэнергии:

C = Зп/ Э =1659,56 /268200 = 0,0061 у.е./кВтч.

12. Себестоимость передачи электроэнергии:

C = ГЭ/ Э = 692,7 / 268200 = 0,0026 у.е./кВтч.

10. МОНТАЖНЫE КРИВЫE

Провода воздушных линий испытывают действие нагрузок -- вертикальных (вес провода и гололёда) и горизонтальных (давление ветра), в результате чего в металле возникают растягивающие напряжения.

При расчетах удобно пользоваться удельными (приведенными) нагрузками, которые относятся к 1 м длины линии и 1 мм сечения провода.

Удельные нагрузки рассчитывают исходя из условия, что нагрузка по длине провода в пролете распределяется равномерно и порывы ветра отсутствуют.

Нагрузка от собственной массы провода вычисляется в зависимости от материала провода и его конструкции:

1 = Gog/S=38410-39,8/ 111,3 =3,410-3 даН/(ммм2),

где Go = 384 кг/км [ 7, стр. 30-31 ] - удельная масса провода марки АС-95/16;

g = 9,8 м/c2 - ускорение свободного падения;

S = 111,3 мм2 [ 7, стр. 30-31 ] - суммарная площадь поперечного сечения всех проволок или троса (в данном случае провода марки АС-95/16).

Нагрузку от массы гололеда определяют исходя из условия, что гололедные отложения имеют цилиндрическую форму, плотностью go = 0,9 г/см3:

2 = (bг(d+bг)gog)/S=(5(13,6+5)0,910-39,8)/111,3=2,310-3 даН/(ммм2),

где d =13,6 мм [ 7, стр. 30-31 ] - наружный диаметр провода марки АС-95/16;

bг=5 мм [ 7, стр. 17 ] - толщина стенки гололеда, принимаемая в зависимости от климатического района по гололеду (в данном случае I район по гололеду) и номинального напряжения линии Uн=110 кВ.

Нагрузка от собственной массы провода и массы гололеда направлена вертикально и определяется по формуле:

3 = 1 + 2=3,410-3+2,310-3=5,710-3 даН/(ммм2).

Нагрузка от давления ветра при отсутствии гололеда рассчитывается согласно выражению:

4 = Схdqsin/S=0,761,213,610-350sin900/ 111,3=5,5710-3 даН/(ммм2),

где - угол между направлением ветра и проводами линий (в расчетах принимается равным 90);

qmax = 50 кгс/м2 [ 7, стр. 17]- скоростной напор ветра, который зависит от климатического района по ветру (в данном случае III район по ветру) и номинального напряжения сети Uн = 110 кВ;

Сx = 1,2 [ 7, стр. 23] - аэродинамический коэффициент для проводов и тросов диаметром менее 20 мм свободных от гололеда, и всех проводов и тросов, покрытых гололедом;

= 0,76 [ 7, стр. 23 ]- коэффициент, которым учитывается неравномерность скорости ветра по длине пролета (полученный путем линейной интерполяции при q = 50 кгс/м2, при q ? 27 кгс/м2 ? = 1).

Нагрузка от давления ветра при наличии гололеда рассчитывается аналогично, но с учетом увеличения площади боковой поверхности провода из-за гололеда:

5=Сх (d+2bг)•(qmax/4)sin/S=1,01,2•(13,6+25)•10-3•(50/4) sin900/111,3 = 3,1810-3 даН/(ммм2).

Суммарная нагрузка от собственной массы проводов и от давления ветра (при отсутствии гололеда) составляет:

Суммарная нагрузка от собственной массы провода, от гололеда и давления ветра равна:

Под воздействием механической нагрузки и температуры окружающей среды в проводах воздушных линий возникают механические напряжения. Для каждой марки провода существует предел прочности, превышение которого вызывает необратимые изменения механических свойств провода. Напряжения в проводе не должны быть меньше допустимых при трёх наиболее опасных условиях:

- при наименьшей температуре;

- при наибольшей нагрузке;

- при среднеэксплуатационных условиях.

С помощью трёх критических пролётов определяют, какой из трёх указанных условий нужно принимать в качестве исходного условия в уравнении состояния провода.

Первый критический пролет - это пролет такой длины, при которой напряжение в проводе в режиме среднегодовой температуры равно допустимому при среднегодовой температуре э, а в режиме низшей температуры - допустимому напряжению при низшей температуре -. Выражение для первого критического пролёта:

где t- = -35 oС- низшая температура;

tэ = +17 oС - среднегодовая температура;

- значение, обратное модулю упругости, принимаем = l/E = 1/8250=1,210-4 мм2/даН ( Е = 8250 гс/мм2 [ 7, стр. 34] - для провода марки АС-95/16);

пр = 29 даН/мм2 [ 7, стр. 34]- предел прочности при растяжении для провода марки АС-95/16;

г = - = max = 0,45•пр= 0,4529 = 13,05 даН/мм2 - допустимые напряжения при наибольшей нагрузке и при низшей температуре;

э = 0,3•пр= 0,329 = 8,7 даН/мм2 - допустимое напряжение при среднегодовой температуре;

=19,210-6 1/оС [ 7, стр. 34 ] - температурный коэффициент линейного удлинения провода марки АС-95/16.

Второй критический пролет - это пролет, при котором напряжение в проводе при наибольшей нагрузке равно допустимому напряжению при наибольшей нагрузке г, а в режиме низшей температуры - допустимому напряжению при низшей температуре -:

где tг -температура в режиме максимальной нагрузки, принимаем равной -5 оС [ 7, стр. 19 ];

г - удельная нагрузка в режиме максимальной нагрузки (г = 7).

Третий критический пролет - это пролет, при котором напряжение при среднегодовой температуре достигает допустимого при среднегодовой температуре э, а в режиме максимальной нагрузки равно допустимому при максимальной нагрузке г:

Таким образом, 367,1м >276,9м >187,7м, т. е. l1k > l2k > l3k.

За исходный для пролетов длинной l = 250 м принимается режим максимальных нагрузок.

Расчет монтажных кривых ведется исходя из уравнения состояния провода:

После преобразования получим:

3 - 7,672 + 0,159(t + 5)2 - 250,9 = 0.

Стрелу провеса определим по формуле:

f = 1l2/(8) = 3,410 -32502/8 =26,6/

Тяжение провода:

T=S= 111,3

Задаваясь различными значениями температуры t, вычислим значения , а по ним - f и Т. Определяем значения напряжения и стрелы провеса, рассчитываем натяжение провода для различных температур. Данные результатов расчетов сводим в таблицу 9.1.

Таблица 10.1. Данные для построения монтажных кривых.

По данным таблицы строим монтажные кривые:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис.10.1. Монтажные кривые.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Проведена разработка 4 вариантов схем электрической сети по заданному расположению потребителей.

Из ранее выбранных 4 вариантов схем электрической сети, на основании сопоставления их по суммарным длинам линий, были выбраны два наиболее целесообразных варианта (схема Б и схема В).

Для выбранных схем по заданному расположению потребителей и их мощности в режиме наибольших нагрузок произведён выбор номинального напряжения по экономическим областям применения различных номинальных напряжений. В качестве номинального напряжения для обоих вариантов принято напряжение 110 кВ. Далее, на основании произведенных расчётов потоков мощностей для схем с Uном=110 кВ, выбраны марки и сечения проводов на отдельных участках схем по экономической плотности тока. Выбранные провода проверены по допустимому нагреву в послеаварийном режиме. При выборе трансформаторов на подстанциях по мощности в режиме наибольших нагрузок, для потребителей I и II категории по надёжности электроснабжения выбрано по два трансформатора на подстанции.

На основании произведенного технико-экономического сравнения выбранных вариантов, выбран для последующего рассмотрения вариант схемы Б.

Произведен расчёт характерных электрических режимов.

Разработаны мероприятия по обеспечению потребителей электроэнергией требуемого качества. В качестве средств регулирования напряжения применены трансформаторы с регулированием напряжения под нагрузкой. Применение трансформаторов с РПН обеспечивает удовлетворительные величины напряжений у потребителей, поэтому применение дополнительных средств регулирования напряжения не требуется.

Приведены основные технико-экономические показатели спроектированной схемы электроснабжения района.

Литература

1. Поспелов Г.Е., Федин В.Т. Электрические системы и сети. Проектирование: Учеб. пособие для вузов. - 2-е изд., испр. и доп. - Мн: Вышэйшая школа, 1988 - 308 с.

2. Справочник по проектированию линий электропередачи / М.Б. Крюков и др. Под ред. М.А. Реута и С.С. Рокотяна.-2-е изд., перераб. и доп. -М.: Энергия, 1980 -296 с., ил.

3. Сыч Н. М., Федин В. Т. Проектирование электрических сетей электроэнергетических систем: Учебное пособие к комплексному курсовому проекту и курсовому проекту по курсу «Электрические системы и сети». - Мн. : БГПА, 1994 .- 39 с.

Размещено на Allbest.ru