РАСЧЕТ МЕСТНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ 35кВ

Поможем в ✍️ написании учебной работы

Имя

Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой

Нажимая кнопку "Продолжить", я принимаю политику конфиденциальности

РАСЧЕТ МЕСТНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ 35кВ

Методическое указание

По курсовому и дипломному проектированию

Северск-2011

УТВЕРЖДЕНО ОМС

" " 2011 г.

Агеева Е.В., Агеев А.Ю. Расчет электрических сетей. Методическое указание по курсовому и дипломному проектированию. - Северск: 2011.

В методическом пособии рассматриваются вопросы проектирования и расчета местных электрических сетей — ВЭЛ, выбор трансформаторов, компенсирующих устройств, проводов, а также технико-экономическое сравнение различных вариантов разомкнутой и замкнутой сети.

Пособие предназначено для студентов при выполнении курсовых и дипломных проектов по курсу "Проектирование электрических сетей".

Одобрено

" " 2011 г.

Рецензент:

Редактор:

Подписано к печати

Заказ

Формат 60 84/18 Тираж 21 экз. Объем пл

Отпечатано на ротапринте СТИ НИЯУ МИФИ

СОДЕРЖАНИЕ

Введение……………………………………………………………………….4

1 Общие вопросы расчета электрических сетей………………………...6

1.1 Выбор напряжения………………………………………………………..6

1.2 Выбор числа и мощности трансформаторов………………………….7

1.3 Выбор компенсирующих устройств…………………………………...11

2 Расчет разомкнутой сети………………………………………………...14

2.1 Выбор схемы разомкнутой сети……………………………………….14

2.2 Расчет мощностей и токов нагрузки разомкнутой сети……………16

2.3 Расчет параметров схемы замещения разомкнутой сети…………...19

2.4 Расчет потерь напряжения, мощности, и энергии разомкнутой

сети………………………………………………………………………...20

2.5 Проверка разомкнутой сети в послеаварийном режиме……………22

3 Расчет замкнутой сети…………………………………………………...23

3.1 Выбор схемы замкнутой сети………………………………………….23

3.2 Расчет мощностей и токов нагрузки замкнутой сети……………....24

3.3 Расчет параметров схемы замещения замкнутой сети……………...26

3.4 Расчет потерь напряжения, мощности, энергии замкнутой

сети………………………………………………………………………...27

3.5 Проверка замкнутой сети в послеаварийном режиме………………27

4 Технико-экономическое сравнение вариантов………………………...29

4.1 Критерии сравнения вариантов………………………………………...29

4.2 Составление сметы приведенных затрат………………………………31

5 Определение напряжений в узловых точках , выбор

коэффициентов трансформации………………………………………..39

5.1 Определение напряжений в узловых точках……………………… 39

5.2 Определение напряжения на стороне низшего напряжения

подстанций …………………………………………….……………….. 40

6 Расчет нормативных и удельных нагрузок на провод участка

местной электрической сети………………………………………………

6.1 Выбор климатических условий…………………………………………

6.2 Удельные нормативные и расчетные нагрузки на провод……………

Литература……………………………………………………………….41

Приложения………………………………………………………………

ВВЕДЕНИЕ

Электрической сетью называется устройство, соединяющее источники питания с потребителями электроэнергии. От свойств и работы электрической сети зависит качество электроснабжения потребителей. К электрическим сетям предъявляются определённые технико-экономические требования. Поэтому электрические сети должны тщательно рассчитываться, специально проектироваться и квалифицированно эксплуатироваться.

Электроэнергия является наиболее универсальным видом энергии. Широкое применение электроэнергии во всех отраслях промышленности объясняется относительной простотой ее производства, передачи, распределения между потребителями и легкостью превращения в другие виды энергии. Развитие электроэнергетики в нашей стране идет по пути создания больших энергосистем и централизованной выработки электроэнергии на базе крупных тепловых (в том числе атомных) и гидравлических станций, что наиболее эффективно в технико-экономическом отношении. Мощность энергосистем непрерывно растет, и эта тенденция развития энергетики будет сохраняться и в будущем.

Развитие энергетики и усиление связей между энергосистемами требует расширения строительства электроэнергетических объектов. Электрическая сеть является существенным звеном в цепи электроснабжения потребителей и поэтому влияет на изменение показателей качества электроэнергии. Важно чтобы электроэнергия доставлялась потребителям с допустимыми показателями ее качества, например, при соответствующих величинах напряжений. При этом также не следует предъявлять чрезмерные требования. Снижение влияния сети или мероприятия по улучшению показателей качества электроэнергии могут обходиться достаточно дорого. Поэтому экономически более обоснованным обычно является изготовление электроприемников, допускающих некоторые отклонения показателей качества энергии от номинальных значений. Эти приемлемые отклонения должны обеспечиваться экономически обоснованными путями. В частности, это относится к выбору параметров элементов сети и применению дополнительных устройств, позволяющих улучшать указанные показатели до приемлемых значений.

Электрическая сеть как любое инженерное сооружение должна быть экономичной. Требование экономичности должно обеспечиваться при условии выполнения указанных выше технических требований. Т.е. должны приниматься наиболее совершенные технические решения, должно обеспечиваться более полное и рациональное использование применяемого оборудования, за работой электрической сети должен осуществляться систематический контроль. Текущий контроль за работой сети позволяет своевременно воздействовать на условия работы сети в целях повышения соответствующих технико-экономических показателей. Проектирование электрической сети, включая разработку конфигурации сети и схемы подстанции, является одной из основных задач развития энергетических систем, обеспечивающих надёжное и качественное электроснабжение потребителей.

Задача проектирования электрической сети относится к классу оптимизационных задач, однако не может быть строго решена оптимизационными методами в связи с большой сложностью задачи, обусловленной многокритериальностью, многопараметричностью и частичной неопределенностью исходных параметров. В этих условиях проектирование электрической сети сводится к разработке конечного числа рациональных вариантов развития электрической сети, обеспечивающих надёжное и качественное электроснабжение потребителей электроэнергией в нормальных и послеаварийных режимах. Выбор наиболее рационального варианта производится по экономическому критерию. При этом все варианты предварительно доводятся до одного уровня качества и надёжности электроснабжения.

Исходные данные для проектирования представляются в таблице. Каждая подстанция имеет потребитель, который представлен активной мощностью Р в Мвт,

Таблица 1—Исходные данные для расчета

Объект	п/с-"а"	п/с-"в"	п/с-"с"	Источник - А
Р, МВт				-
cos				-
Tmax,час
U_2H, кВ
Категория				-
Х, мм
У, мм
m, км/мм
Географический район расположения сети
Участок для расчета механических нагрузок на провода

коэффициентом мощности cos 1, временем использования максимальной нагрузки Тmax=1000—8760 часов, номинальным напряжением потребителей U₂_H=10 кВ, категорией потребителей (одной из трех: ), и координатами X, Y в относительных единицах. Для источника "А" приводятся только координаты. Для выбора оптимального варианта электрической сети (т.е. с минимальной длиной), указан масштаб m. Для расчета механических нагрузок на провода в исходных данных приводится географическое месторасположение проектируемой местной электрической сети и участок сети, для которого рассчитываются механические нагрузки.

Расчет электрической сети рекомендуется вести в следующей последовательности:

- раздел 1. Общие вопросы расчета электрических сетей (выбор напряжения, числа и мощности трансформаторов и компенсирующих устройств);

- раздел 2. Расчет разомкнутой сети (выбор схемы разомкнутой сети оптимального варианта, расчет потоков мощностей и токов нагрузки на участках сети, выбор стандартных проводов и расчет параметров схемы замещения участков сети, определение потерь напряжения, мощности, энергии, проверка послеаварийного режима);

- раздел 3. Расчет замкнутой сети, т.е. сети с двухсторонним питанием, (выбор схемы замкнутой сети оптимального варианта и т.д.

аналогично разделу 2.);

- раздел 4. Технико-экономическое сравнение вариантов (составление принципиальных схем для разомкнутой и замкнутой сетей, составление сметы затрат на оборудование подстанций и монтаж линий электропередач, определение приведенных затрат разомкнутой и замкнутой сетей и выбор варианта с минимальными затратами);

- раздел 5. Определение напряжений в узловых точках и напряжения на стороне низшего напряжения подстанций;

- раздел 6 Расчет нормативных и удельных нагрузок на провод участка местной электрической сети. Выбор климатических условий. Расчет удельных нормативных и расчетных нагрузок на провод заданного участка сети.

Графическая часть курсового проекта должна содержать два листа формата А1. Для выбранного варианта сети с минимальными приведёнными затратами приводятся:

- схема электрическая принципиальная;

- схема замещения.

Варианты задания на курсовой проект приведены в приложении 5.

ОБЩИЕ ВОПРОСЫ РАСЧЕТА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

Выбор напряжения

Шкала номинальных напряжений электрических сетей России установлена ГОСТ 21128-83. В России получили распространение две системы напряжения электрических сетей класса 35 кВ и выше: 35-110-220-500-1150 кВ и 35-110(150) -330-750 кВ. Первая система применяется в большинстве объединенных энергосистем (ОЭС), вторая после разделения СССР осталась только в ОЭС Северо - Запада. Кроме того, в ОЭС Центра и Северного Кавказа при основной системе 35-110-500 кВ ограниченное распространение получили также сети 330 кВ. Напряжение 110 кВ имеет наибольшее распространение для распределительных сетей во всех ОЭС России независимо от принятой системы напряжения. Сети напряжением 150 кВ выполняют те же функции, что и сети 110 кВ, но применяются только в Кольской энергосистеме и поэтому это напряжение не рекомендуется к использованию для вновь проектируемых сетей, за исключением тех районов, где оно уже применяется. В учебном проектировании использование этого номинального напряжения допускается независимо от района проектирования.

Номинальное напряжение сети существенно влияет как на ее экономические показатели, так и на технические характеристики.

При повышении номинального напряжения сети снижаются потери мощности и электроэнергии, уменьшаются сечения проводов, растет предельная передаваемая мощность, облегчается бедующее развитие сети, но увеличиваются капитальные затраты на оборудование, вследствие роста затрат на изоляцию.

Определяющими факторами, влияющими на выбор напряжения сети, являются передаваемая мощность и расстояние, на которое она передается.

Для предварительного определения уровня напряжения можно

воспользоваться эмпирической формулой

U = 4,34* , (1)

где U - уровень напряжения, кВ;

l - длина линии, км;

P - передаваемая мощность, МВт.

Формула (1) даёт приемлемые значения напряжения при длине

l км и передаваемой мощности по одной цепи P МВт.

Для предварительного формирования возможного значения напряжения сети также можно воспользоваться экономически целесообразными интервалами. Кривые, разграничивающие интервалы номинальных напряжений в зависимости от длины линии и передаваемой мощности, изображены на рисунке 1.

При проектировании местных электрических сетей применяют следующие значения номинальных напряжений:U=6;10;20;35 кВ. Чаще всего для местных сетей применяют U=10;20;35 кВ.

Рисунок 1-Области применения ЛЭП разных напряжений

Тип

S ном,

кВ*А

Пределы регулиро-вания

U _ном обмоток , кВ

Потери, кВт

U _к , %

I_x, %

ВН

НН

∆P_X

∆P _К

ТМ-100/35У1 100 ±2*1,5% 35

0,4

0,5

1,9

6,5 2,6 ТМ-160/35У1 160 ±2*1,5% 35

0,4; 0,69

0,7

2,6

6,5 2,4 ТМ-250/35У1 250 ±2*1,5% 35

0,4; 0,69

1,0

3,7

6,5 2,3 ТМН-400/35У1 400 ±6*1,5% 35

0,4; 0,69

1,9

7,6

6,5 2,0 ТМН-630/35У1 630 ±6*1,5% 35

0,4; 0,69;

6,3; 11

2,7

11,6

6,5 1,5 ТМН-1000/35У1 1000 ±6*1,5% 35

0,4; 0,69;

6,3; 11

3,6

16,5

6,5 1,4 ТМН-1600/35У1 1600 ±6*1,5% 35

6,3; 11

5,1

23,5

6,5 1,1 ТМН-2500/35У1 2500 ±6*1,5% 35

6,3; 11

5,1

23,5

6,5 1,1 ТМН-4000/35У1 4000 ±6*1,5% 35

6,3; 115

6,7

33,5

7,5 1,0 ТМН-6300/35У1 6300 ±6*1,5%

6,3; 11 9,2 46,5

7,5

0,9 ТД-10000/35У1 10000 ±2*2,5%

38,5

6,3; 10,5 14,5 65

7,5

0,8 ТМН-10000/35У1 10000 ±9*1,3%

36,75

6,3; 10,5 14,5 65

7,5

0,8 ТДНС-10000/35У1 10000 ±8*1,5%

36,75

6,3; 10,5 12,5 60

8,0

0,6 ТД-16000/35У1 16000 ±2*2,5%

38,5

6,3; 10,5 21 90

8,0

0,6 ТДНС-16000/35У1 16000 ±8*1,5%

36,75

6,3; 10,5 18 85

0,55 ТРДНС-25000/35У1 25000 ±8*1,5%

36,75

6,3; 10,5 25 115

9,5

0,5 ТРДНС-32000/35У1 32000 ±8*1,5%

36,75

6,3; 10,5 30 145

11,5

0,45 ТРДНС-40000/35У1 40000 ±8*1,5%

36,75

6,3; 10,5 36 170

11,5

0,4 ТРДНС-63000/35У1 63000 ±8*1,5%

36,75

6,3; 10,5 50 250

11,5

0,3

Потери активной, реактивной мощности и активной энергии определяются по формулам:

-потери активной мощности DР_Т, Вт

DР = ; (11)

-потери реактивной мощности DQ, BАр

DQ = ; (12)

-потери активной энергии DW_T, Вт*час

DW = , (13)

где S_max - полная номинальная мощность соответствующей подстанции, ВА ,определяется по формуле (3);

n - число параллельно работающих трансформаторов на соответствующей подстанции, n = 1,2,3,…;

Т - время использования максимальной нагрузки, час.

Расчетные данные R_T,X_T,DP_T,DQ_T,DW_T и паспортные данные трансформаторов заносятся в таблицу 3 и таблицу 3'

Таблица 3 –Паспортные данные трансформаторов

Под- Стан- Ция	Тип Транс- Формара	Технические данные трансформаторов
Под- Стан- Ция	Тип Транс- Формара	S_HT, кВА	U_BH, кВ	U_Н _H , кВ	Р_Х, кВт	Р_К, кВт	u_К, %	I_X, %
а
в
с

Таблица 3'-Расчетные данные трасформаторов

Под- Стан- Ция	Тип Транс- Формара	Внутренняя Установка
Под- Стан- Ция	Тип Транс- Формара	ККУ-6-2	6	0,500
ККУ-10-1	10	0,330
ККУ-10-2	10	0,500
ККУ-6-2	6	0,420	Наружная Установка
ККУ-10-2	10	0,400	Наружная Установка

Количество блоков компенсирующих устройств на соответствую-

щей подстанции определится по формуле:

n_i = RND , (16)

где Q_ку,_i - мощность компенсирующего устройства на i-ой под-

станции, МВАр;

Q_e - мощность единичного блока конденсаторной установ-

ки, МВАр;

RND – функция округления.

Фактическая реактивная нагрузка подстанции после компенсации составит:

Q_i_ф = Q_i- (Q_e*n_i) (17)

Фактическая полная нагрузка подстанции после компенсации:

S_i_ф= (18)

После выполнения расчетов по формулам (14),(14)',(15) полученные данные заносятся в таблицу 4.

Таблица 5 – Мощность компенсирующих устройств и потребителей после компенсации

Подстан- ция	Полная фактическая мощность S_i _ф ,MBA	Активная мощность Р,МВт	Реактивная мощность Q_i,MBAp	Мощность К.У. Q _ку ,МВАр	Реактивная фактическая мощность Q_i _ф ,МВАр
а				0
в				0
с				0

Примечание - В дальнейшем при расчетах и построении схем замещения указывается полная фактическая мощность S_i _ф = p_i + jq_i _ф,

Проводники

И их место

Расположения

Нагрузки Т ,час

1000-3000 3000-5000 5000-8760 Голые алюминиевые провода: Европейская часть России 1,3 1,1 1,0 Центральная Сибирь 1,5 1,4 1,3

В том случае, если по рассматриваемому участку линии передается мощность к нескольким потребителям (как, например, на участке А-с , р_в ,р_с), а время Т этих потребителей разное, следует определить средневзвешенную величину времени использования максимальной нагрузки с учетом коэффициента одновременности К_о:

Т_ср = , (27)

где р_i - активная составляющая мощности i-ой подстанции на

рассматриваемом участке (по магистрали "А-с"),Вт;

Т_i - время использования максимальной нагрузки соответствующей подстанции по (магистрали "А-с"), час;

К_о– коэффициент одновременности, который зависит от количества потребителей, питаемых по линии.

Примечание-Значение коэффициента одновременности зависит от

числа потребителей на подстанции. При двух потребителях К_о=0,95,

при трех – К_о=0,85, при четырех – К_о=0,8.

Определив экономическую плотность и экономическое сечение

проводов для каждого участка, выбираем ближайшие стандартные

провода типа АС по таблице 7 с указанием их технических данных:

диаметра провода – d_пр,мм; удельного активного сопротивления -R_o,

Ом/км; допустимого тока - I_д, А.

Таблица 7-Техничекие характеристики проводов марки АС

Номинальное сечение, мм²	Сечение, мм²		Диаметр, мм		Удельное активное сопротивление R_o , Ом/км	Длительно допустимый ток I_д , А	Масса провода, кг/км
Номинальное сечение, мм²	Алюминия	Стали	Провода	Стального сердечника	Удельное активное сопротивление R_o , Ом/км	Длительно допустимый ток I_д , А	Масса провода, кг/км
35	35	6,15	8,4	2,8	0,790	175	148
50	48,2	8,04	9,6	3,2	0,603	210	195
70	68	11,3	11,4	3,8	0,429	265	276
95	95,4	15,9	13,5	4,5	0,306	330	385
120	118	18,8	15,2	5,6	0,249	390	471
150	148	18,8	16,8	5,6	0,199	450	554
185	181	24,2	18,9	6,3	0,157	520	705
240	240	31,7	21,6	7,2	0,121	605	921
300	300	38,6	24,0	8,0	0,098	710	1132
330	330	29,1	24,8	6,9	0,088	730	1152
400	394	22,0	26,6	6,0	0,075	830	1261
450	434	56,3	28,8	9,6	0,068	860	1640
500	481	26,6	29,4	6,6	0,061	960	1537
600	580	72,2	33,2	11	0,051	1050	2170
650	634	78,9	34,7	11,5	0,046	1090	2372
700	687	85,9	36,2	12,0	0,043	1180	2575
750	748	93,2	37,7	12,5	0,039	1220	2800
800	821	105	39,7	13,3	0,036	1280	3092
1000	1003,2	56,3	42,4	9,6	0,029	1480	3210

2.3 Расчет параметров схемы замещения разомкнутой сети

Для местной электрической сети необходимо определить активное сопротивление R_m_-_n и индуктивное сопротивление X_m_-_n каждого участка сети.

R_m-n = R_o,m-n* l_m-n , (28)

где R_o_,_m-_n– удельное активное сопротивление "m-n"- участка сети,

Ом/км (из таблицы 7);

l_m_-_n - длина "m-n"- участка сети, км (по формуле (20)).

Удельное сопротивление каждого участка сети определяется:

R_0,_m-_n= , (29)

где = 28 Ом *мм²/км для алюминия;

F_m_-_n -- сечение выбранного стандартного провода "m-n"- уча-

стка сети, мм² (из таблицы 7, числовые значения левого

столбца). Табличное значение R_o_,_m-_n предпочтительней.

Х_m-_n = X_0,_m-_n *l_m_-_n (30)

где Х_о,_m-_n- удельное индуктивное сопротивление "m-n" участка се-

ти, Ом/км.

Х_o,_m-_n= 0,144*lg , (31)

где Д_ср - среднегеометрическое расстояние между проводами, м;

d_пр - диаметр провода, мм.

Среднегеометрическое расстояние между проводами Д_ср для местных линий выбирают из таблицы 8 в зависимости от номинального напряжения проектируемой сети.

Таблица 8-Усредненные среднегеометрические расстояния между

фазными проводами для местных сетей

Номинальное напряжение U_H, кВ	10	20	35
Среднегеометрическое расстояние Д_ср, м	1	1,5	3,5

Результаты расчета токов нагрузки, параметров схемы замещения и выбора стандартных проводов представляются в виде в таблицы 9.

Таблица 9-Параметры схемы замещения разомкнутой сети

Участок сети	Тип провода	R_o Ом/км	Х_о Ом/км	l км	R Ом	Х Ом	I_p A	I_д А
А-а
А-в
в-с

2.4 Расчет потерь напряжения, мощности и энергии разомкнутой

Сети

Потери напряжения рассчитываются по формуле:

U_m_-_n = , (32)

где P_m_-_n ,Q_m_-_n – активная, Вт; реактивная, ВАр составляющие мощности "m-n" участка сети;

R_m_-_n ,X_m_-_n –активное и реактивное сопротивления, Ом "m-n" участка сети;

U_H – номинальное напряжение сети,В;

U_m_-_n – абсолютное значение продольной составляющей потерь напряжения на "m-n" участке сети, В.

Потери активной мощности на соответствующем участке сети

определим по выражению:

P_m_-_n = , (33)

Потери реактивной мощности:

Q_m_-_n = . (34)

Потери активной энергии на соответствующем участке сети

W_m_-_n = P_m_-_n * , (35)

где Т_m-_n - время использования максимальной нагрузки со-

ответствующего участка сети, по которому определялась экономическая плотность тока, час;

8760 – количество часов годовой нагрузки.

Суммарные потери энергии на всех участках

= , (36)

где v – число узлов разомкнутой сети.

Результаты расчетов потерь напряжения, мощности и энергии представляются в виде таблицы 10.

Таблица 10-Потери напряжения, мощности, энергии разомкнутой сети

Участок сети	U,кВ	P,кВт	Q,кВАр	W,кВт.ч
А-а
А-в
в-с

2.5 Проверка разомкнутой сети в послеаварийном режиме

Для проверки правильного выбора проводов разомкнутой сети в послеаварийном режиме по допустимому току I_Д, предполагаем, что одна из цепей двухцепной линии отключена после короткого замыкания (рисунок 6).

Рисунок 6-Схема разомкнутой сети в послеаварийном режиме

В такой аварийной ситуации весь ток нагрузки I_p_,_A-_a на участке "А-а" будет протекать по одной цепи и этот ток не должен превышать допустимого тока I_д для выбранного провода этого участка, т.е. I_p_,_A-_a I_д,А-а .

ВАРИАНТОВ

4.1 Критерии сравнения вариантов

Проектируемая электрическая сеть должна обеспечивать:

а) бесперебойность электроснабжения, зависящую от схемы и надежности устройств сети;

б) требуемое качество электрической энергии;

в) удобство и безопасность эксплуатации;

г) возможность дальнейшего развития без коренного переустройства;

д) экономичность.

Требования, предъявляемые к сетям в отношении надежности электроснабжения, зависят от категории электроприемников, разделяющихся на категории.

Электроприемники -ой категории должны обеспечиваться электрической энергией от двух независимых источников. Кроме этого, в данном пособии при выборе числа и мощности трансформаторов (см. п. 1.2) указывается, что на подстанции с потребителями -ой категории питание осуществляется как минимум от двух параллельно работающих трансформаторов. А также при выборе схемы разомкнутой сети (см. п. 2.1) в первую очередь соединяют источник питания с той подстанцией, на которой потребители -ой категории двухцепной линией, повышая надежность электроснабжения.

Качество электрической энергии определяется критериями:

а) стабильностью частоты f_H = 50 Гц;

б) симметрией фазных напряжений;

в) форма кривой напряжения должна быть синусоидальной, т.е.

К_ф = 1,11;

г) стабильностью уровня напряжения, возможностью его регулирования в определенных пределах.

Электрическая энергия производится главным образом в виде переменного тока стандартной (промышленной) частоты f_H =50 Гц. Часть производимой электроэнергии преобразуется для технологического использования в переменный ток повышенной частоты (более 50 Гц) и частично пониженной частоты (менее 50 Гц). Номинальные значения частот устанавливаются ГОСТ-ом 6697-75, где также указываются допустимые отклонения от номинальных частот. Что касается электрических станций и сетей, то качество энергии (в том числе и частоты) нормируется ГОСТ-ом 13109-67. Стабильность частоты зависит от постоянства скорости приводного двигателя, вращающего синхронный генератор.

Симметрия фазных напряжений зависит от симметрии фазных э.д.с. генератора и симметрии нагрузки. Симметрия фазных э.д.с. в настоящее время гарантируется высокоточной технологией изготовления электрического генератора. Симметрия нагрузки выполняется при условии , т.е. при условии равенства комплексных сопротивлений нагрузки всех фаз. Соблюдение этого условия гарантировано правильным подбором и подключением потребителей, учитывая величину сопротивления нагрузки и её характер (активная, индуктивная или емкостная). Один из основных недостатков электрической энергии заключается в том, что она представляет большую опасность для организма человека. И эта опасность тем выше, чем выше уровень напряжения электрической сети. В то же время, по мере увеличения дальности электропередач и передаваемой по ним мощности, необходимо увеличивать напряжение, чтобы передача электроэнергии была бы экономически целесообразной. Решение этих вопросов связано с улучшением конструкции электрического оборудования и аппаратов, изменением конструкции элементов ВЛ и КЛ, с соответствующей подготовкой персонала с учетом вредных и опасных факторов при передаче электрической энергии.

Разработка электрической сети должна учитывать и перспективу развития. Это достигается правильным расчетом рабочего тока (максимальное значение которого достигается к пятому году эксплуатации) и выбором экономического сечения с учетом поправочного коэффициента

, (46)

где i₁ = I₁/I₅ – расчетный ток первого года эксплуатации линии,

отнесенный к току пятого года;

i_max= I_max/I₅ – максимальный ток за пределами пятого года эксплуатации, отнесенный к току пятого года.

ГОСТ 13109-67 предусматривает допустимые отклонения напряжения:

а) на зажимах двигателей, аппаратов управления (-5 ¸ +10)%*U_ном ;

б) на приборах освещения (-2,5 ¸ +5)%*U_ном;

в) на зажимах остальных приемников (-2,5 ¸ +5)*U_ном .

В послеаварийных режимах допускается дополнительное понижение напряжения на 5% к указанным выше по ГОСТу.

Скомпенсировать потери и отклонения напряжения возможно путем применения синхронных компенсаторов, расчетом потерь напряжения с учетом сечений проводов, применением ПБВ или РПН трансформаторов. В данном пособии предлагается для решения этого вопроса применение батарей конденсаторов (см. п. 1.3) и выбор коэффициентов трансформации ( см. п 5.2, т.к. у выбранных трансформаторов имеется в наличии РПН).

Выбор оптимального варианта сети можно сделать только учитывая все выше перечисленные критерии.

Тогда определяющим фактором выбора будет экономический показатель – это сравнение разомкнутой и замкнутой сетей по приведенным затратам.

Рассмотрим метод приведенных затрат, являющийся основным в экономических расчетах. С целью упрощения будем считать, что строительство электрической сети определяется одним годом, сравнивая варианты разомкнутой и замкнутой сетей, полагаем, что затраты и ущерб от перерыва в электроснабжении одинаков (т.е. его учитывать не будем). Таким образом необходимо составить смету приведенных затрат для разомкнутой и замкнутой сети.

В итоге выбирается тот вариант, у которого приведенные затраты меньше.

4.2 Составление сметы приведенных затрат

Приведенные затраты (ПЗ) без ущерба от перерыва электроснабжения, когда продолжительность строительства не превышает года определятся

ПЗ = Е_Н*К+И+ * , (47)

где Е_Н – нормативный коэффициент эффективности, Е_Н =0,12¸0,15;

К - основные фонды (первоначальные затраты на сооружение

сети, руб;

И – суммарные ежегодные расходы на эксплуатацию, руб;

- стоимость 1-ого кВт*ч электроэнергии, потерянной при

передаче, 0,006 руб/кВт*ч по ценам 1990 года;

- ежегодные суммарные потери электроэнергии в транс-

форматорах и рассматриваемой сети, кВт*ч.

К = К_П + К_Л , (48)

где К_П – затраты на оборудование подстанций, руб;

К_Л – затраты на монтаж сети (ВЭЛ), руб.

И = И_П + И_Л , (49)

где И_П – расходы на эксплуатацию оборудования подстанций, руб;

И_Л – расходы на эксплуатацию участков сети, руб.

И_П = р_П *К_П , (50)

где р_П – коэффициент суммарных отчислений, р_П = 0,105. Он

включает следующие коэффициенты :

р_а – отчисления на амортизацию;

р_в – отчисления на ремонт;

р_о – отчисления на обслуживание подстанций.

И_Л = р_Л *К_П , (51)

где р_Л – коэффициент суммарных отчислений на обслуживание

участков сети, р_Л = 0,054. Он также включает сумму

численных значений коэффициентов амортизации, на ре-

монт и обслуживание участков сети.

Суммарные потери электроэнергии можно определить

W = W_T + W_Л , (52)

где W_T- cуммарные потери электроэнергии всех трансформато-

ров на всех подстанциях (см. таблицу 3' ,п. 1.2.1),кВч*ч;

W_Л- суммарные потери электроэнергии всех участков сети

выбранного варианта (см. таблицу 10 для разомкнутой

сети или см. таблицу 12 для замкнутой сети),кВт*ч.

Также необходимо рассчитать затраты на оборудование подстанций (К_П) и затраты на монтаж участков сети ВЛ (К_Л) .

4.2.1 Расчет сметы затрат на оборудование подстанций и монтаж

участков сети

Для решения данного вопроса необходимо составить принципиальные схемы для разомкнутой (см. рисунок 10) и замкнутой (см. рисунок 11) сетей.

Ток нагрузки на низкой стороне для i-ой подстанции можно оп-

ределить по формуле

I_2,_i = , (51)

где S_max_,_i – полная мощность i-ой подстанции, (определяется по формуле (3)),ВА;

U₂_H – напряжение на низкой стороне, U₂_H = 10 кВ.

Таблица 13-Расчетная стоимость трехфазных двухобмоточных

трансформаторов с U₁_H = 35 кВ и U₂_H = 10 кВ в тыс.руб.

Мощность

Трансформатора

S_HT, кВА

Стоимость трансформатора

без РПН с РПН с расщепленными обмотками 100 105,312 --- 160 144,804 --- 250 190,878 --- 400 --- 579,216 --- 630 --- 763,512 --- 1000 --- 1013,628 --- 1600 --- 1099,194 --- 2500 --- 1395,384 --- 4000 --- 1691,574 --- 6300 --- 2007,51 --- 10000 --- 2751,276 --- 16000 --- 4028,184 --- 25000 --- --- 5068,14 32000 --- --- 5667,102 40000 --- --- 6338,466 63000 --- --- 8517,108

Примечание - Цены на трансформаторы соответствуют первому кварталу 2010 г.

Указанные схемы (см рисунки 10 и 11) составлены на основе стандартных схем, рекомендуемых в справочной литературе. Для определения К_П и К_Л для разомкнутой и замкнутой сетей необходимо заполнить таблицы 16,17,18,19, используя данные таблиц 13,14 со стоимостными показателями.

Рисунок 10-Принципиальная схема разомкнутой сети

Рисунок 11- Принципиальная схема замкнутой сети

Таблица 14-Стоимость оборудования, монтажа и транспортировки воздушной линии (ВЛ) 35 кВ, тыс. руб./км

Тип провода

Выбор климатических условий

При расчете ВЛ и их элементов должны учитываться климатические условия - ветровое давление, толщина стенки гололеда, температура воздуха, степень агрессивного воздействия окружающей среды, интенсивность грозовой деятельности, пляска проводов и тросов, вибрация. Определение расчетных условий по ветру и гололеду должно производиться на основании соответствующих карт климатического районирования территории РФ. Физическую карту России совмещают с картами районирования территории по ветру и гололеду, определяя район заданной местности (см. приложение 1- 3). Например, проектируемая ВЛ в г. Мурманске относится ко 2 – му району по гололеду и к 4 – му району по ветровой нагрузке. Значения максимальных ветровых давлений и толщин стенок гололеда для ВЛ определяются на высоте 10м над поверхностью земли с повторяемостью 1 раз в 25 лет. Ветровое давление на провода ВЛ определяется по высоте расположения приведенного центра тяжести всех проводов, на тросы - по высоте расположения центра тяжести тросов, на конструкции опор ВЛ - по высоте расположения средних точек зон, отсчитываемых от отметки поверхности земли в месте установки опоры. Высота каждой зоны должна быть не более 10м. Нормативное ветровое давление W₀, на высоте 10м над поверхностью земли принимается по таблице 20 в соответствии с картой районирования территории России по ветровому давлению.

Таблица 20 – Нормативное ветровое давление W₀ на высоте 10м над поверхностью земли

Район по ветру	Нормативное ветровое давление W₀, Па
I	400 (25)
II	500 (29)
III	650 (32)
IV	800 (36)
V	1000 (40)
VI	1250 (45)
VII	1500 (49)
Особый	Выше 1500 (выше 49)

По условиям воздействия ветра на ВЛ различают три типа местности: А - открытые побережья морей, озер, водохранилищ, пустыни, степи, лесостепи, тундра; В - городские территории, лесные массивы и другие местности, равномерно покрытые препятствиями высотой не менее 2/3 высоты опор; С - городские районы с застройкой зданиями высотой более 25м, просеки в лесных массивах с высотой деревьев более высоты опор.

Нормативную толщину стенки гололеда b_э плотностью 0,9 г/см следует принимать по таблице 21 в соответствии с картой районирования территории России по толщине стенки гололеда (см. приложение 3) .

Таблица 21 – Нормативная толщина стенки гололеда b_э для высоты 10м над поверхностью земли

Район по гололеду	Нормативная толщина стенки гололеда b_э, мм
I	10
II	15
III	20
IV	25
V	30
VI	35
VII	40
Особый	Выше 40

На основании исходных данных из приложения 4 необходимо выбрать унифицированную промежуточную одноцепную или двухцепную опору. Геометрические размеры выбранной опоры приводятся в виде таблицы 22 .

Таблица 22 – Геометрические размеры унифицированной опоры

Тип опоры	Высота опоры, Н,м	Расстояние от земли до траверсы нижнего провода, h_П-З, м	Расстояние от верхнего провода до траверсы, h_Т-П, м	Расстояние между проводами h_П-П, м	Габаритный пролет, l_Г, м

На основании данных таблицы 22 определяем величину расчетного пролета по формуле:

l_Р= l_Г*0,9 (64)

РАСЧЕТ МЕСТНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ 35кВ

Методическое указание

Дата: 2018-11-18, просмотров: 2057.

12 3 4 5 6 7 8 9 10 Следующая ⇒