Выбор электрических соединений ру пс и опор лэп
Режим максимальных нагрузок
жүктеу/скачать 0,63 Mb.
|
Часть 2
| Режим максимальных нагрузок
Режим минимальных нагрузок 2.2. Выбор типа, места установки и мощности КУ Рис.2.3. График для определения мощности КУ по заданному tgФа в максимальном режиме нагрузки Рис.2.4. График для определения мощности КУ по заданному tgФа в минимальном режиме нагрузок Режим максимальных нагрузок: tgφА = 0,325 < tgφЭК = 0,35; Режим минимальных нагрузок: tgφА = 0,186 < tgφЭК = 0,21; Таким образом, из графиков видим, что при максимальных нагрузках необходимо скомпенсировать 2.45 Мвар реактивной мощности; при минимальных нагрузках – скомпенсировать 1.286 Мвар. Ввиду малого значения регулирования реактивной мощности, поставим 2хШБК 10-1,2 на ПС 1, а регулирование напряжения производим с помощью линейного регулятора и РПН трансформаторов Режим максимальных нагрузок Отключение линии ПС А – ПС 2 Отключение АТР на ПС 2 Отключение линии ПС 2- ПС 1 Отключение линии ПС 2- ПС 4 Режим минимальных нагрузок с регулированием 3. Определение технико-экономических показателей электрической сети Определим капиталовложения во всю сеть. Капитальные вложения в ЛЭП без коэффициента удорожания сведены в таблицу Таблица Капитальные вложения в ЛЭП
Стоимость сооружения 1 км воздушной линии выбирается по [1], табл. 7.5. Капитальные вложения в ПС без коэффициента удорожания сведены в таблицу Таблица Капитальные вложения в ПС
(тыс.руб.); (тыс.руб.); (тыс.руб.). Рассчитаем издержки на возмещение потерь активной энергии ; ; ; ; ; ч Расчет стоимости потерь электроэнергии в сети за год (МВт*ч/год); (МВт*ч/год); (МВт*ч/год); (МВт*ч/год). (тыс.руб.). Расчет издержек на текущий ремонт и обслуживание сети Ежегодные издержки на технический ремонт и обслуживание электрической сети: . , Суммарные издержки: (тыс. руб.); 10. Расчет коэффициента полезного действия (КПД), себестоимость передачи и распределения электроэнергии. ; где - сумма активных мощностей нагрузок, - суммарные потери в линиях и трансформаторах. Средневзвешенный КПД: . Себестоимость передачи и распределения электроэнергии: (коп./кВт*ч). 4. Механический расчет проводов ВЛ электропередачи Механический расчет проводов ВЛ проводится с целью обеспечения в них нормативных запасов прочности и определение величин стрел провеса при работе линии в различных климатических условиях 4.1 Определение удельных механических нагрузок от действия массы провода (троса): Для АС-70/11 масса 1 км провода: G0=276 кг/км γ1=G0·10-3/F, γ1=276·10-3/68= 0.0041 даН/м·мм2, F=276 мм2 – фактическое сечение провода От действия гололеда: γ2=(0.9·π·b·(d+b)·10-3)/F, γ2=(0.9· π·15·(11.4+15)·10-3)/276=0.0089 даН/м·мм2, где b=10 мм – нормативная толщина стенки гололеда, [2, табл. 2.5.3], d=11.4 мм – диаметр провода От действия массы провода и гололеда: γ3=γ1+γ2, γ3=0.0041+0.0089=0.013 даН/м·мм2. От действия ветра на провод, свободный от гололеда: γ4=α·Cx·q·d·10-3/F, γ4=0.725·1.1·50·11.4·10-3/276= 0.0067 даН/м·мм2, где q=50 даН/м·мм2 – нормативный скоростной напор ветра в рассматриваемом режиме, [2, табл. 2.5.1], α=0725 – κоэффициент, учитывающий неравномерность скоростного напора ветра по длине пролета ВЛ, Cx=1.1 – коэффициент лобового сопротивления, или аэродинамический коэффициент, условия обтекания провода воздушным потоком. От действия ветра: γ5=α·Cx·0.25·q·(d+2·b)·10-3/F, γ5=0.725·1.2·0.25·50·(11.4+2·10)·10-3/276= 0.005 даН/м·мм2. Результирующая. Действующая на провод, свободный от гололеда: γ6=√γ21+γ24, γ6=√ (0.0041)2+(0.0067)2=0.0078 даН/м·мм2. Результирующая, действующая на провод, покрытый гололедом: γ7=√γ23+γ25, γ7=√(0.013)2+(0.005)2=0.014 даН/м·мм2. Определим исходный режим, т.е. наиболее тяжелый режим работы проводов ВЛ, при котором в металле возникнут наибольшие механические напряжения. В качестве исходного выберем один из следующих режимов: низшей температуры, среднегодовой температуры, наибольших механических нагрузок (при γ7). Исходный режим определяется путем сопоставления величины расчетного пролета ВЛ со значениями критических пролетов, определяемых для комбинированных проводов по выражениям: ℓ1к=2·σэ/γ1·√[6·[β0·(σэ–σн)+α0·(υэ–υн)]/(1–(σэ/σн)2)], ℓ2к=2·σнб/γ1·√[6·[β0·(σнб–σн)+α0·(υг–υн)]/((γнб/γ1)2–(σнб/σн)2)], ℓ3к=2·σнб/γ1·√[6·[β0·(σнб–σэ)+α0·(υг–υэ)]/((γнб/γ1)2–(σнб/σэ)2)], где α0=14,5 ·10-6 1/град, β0=1/Е0=1/13,4 ·103=74.6·10-6 м·мм2/даН – коэффициенты температурного расширения комбинированного провода, определяемые по [2, табл. 2.5.8], υн, υг, υэ – низшая температура, температура, соответствующая режиму гололеда или режиму наибольшей механической нагрузки (υг=-4°C) среднегодовая температура, ℓ1к=2·8.1/0.0041 ·√[6·[74.6·10-6·(8.1-12.2)+14.5·10-6·(5+26)]/(1-(8.1/12.2)2)]=121.9м, ℓ2к=2·12.2/0.0041 ·√[6·[74.6·10-6·(12.2-12.2)+14.5·10-6·(5+26)]/((0.014/0.0041)–(12.2/12.2)2)]=177.36 м, ℓ3к=2·12.2/0.0041 ·√[6·[74.6·10-6·(12.2–8.1)+14.5·10-6·(5+12)]/((0.014/0.0041)–(12.2/8.1)2)]=187.78 м. При выполнении механического расчета принимается условно, что участок линии сооружается на идеально ровной поверхности земли и имеет равные по величине пролеты между смежными опорами. Величиной пролета необходимо задаться, исходя из диапазона пролетов, соответствующего конкретному типу унифицированной опоры [5, табл. 2.40], имея в виду, что ВЛ, в зависимости от сечения проводов, имеют наибольший допустимый пролет. ℓд=250 м. Получили, что исходным режимом является режим наибольшей механической нагрузки (υг, γнб, σнб). Определив исходный режим для расчета провода, получаем возможность рассчитать величину напряжения в любом ином режиме работы ВЛ с помощью основного уравнения состояния, которое имеет вид σn–(ℓ2·γ2n·Е)/(24· σ2n)=σm–(ℓ2·γ2m·Е)/(24· σ2m)-α0·Е·(υn–υm), где n и m – обозначения двух режимов провода или тросов. Для правильного выбора высоты типовой опоры необходимо определить максимальную стрелу провеса провода, которая может возникнуть на ВЛ в одном из расчетных режимов работы. Напряжения в металлах проводов в этих режимах определяют путем решения основного уравнения состояния провода для двух режимов работы ВЛ: σисх–(ℓ2·γ2исх·Е)/(24· σ2исх)=συ νб–(ℓ2·γ21·Е)/(24· σ2υ нб)-α0·Е·(υисх–υυ нб), σисх–(ℓ2·γ2исх·Е)/(24· σ2исх)=σγ 3–(ℓ2·γ23·Е)/(24· σ2γ 3)-α0·Е·(υисх–υг), где συ νб, σγ 3 – напряжения в режимах наибольшей температуры и гололеда без ветра соответственно. 12.2–(2502·(0.0095)2·7.7·103)/(24·12.22)=συνб–(2502·(3.443·10-3)2·7.7·103)/(24·συ νб), 12.2–(2502·(0.0095)2·7.7·103)/(24·12.22)=σγ3–(2502·(0.00902)2·7.7·103)/(24·σγ3). Получили συ νб=4.65даН/мм2, σγ3=11.9421 даН/мм2. Найдем стрелы провеса в этих режимах, одна из которых будет наибольшей: f σ υνб=ℓ2·γ1·/(8·σнб), fγ3=ℓ2·γ3/(8·σγ3), f σ υνб=2502·3.443·10-3/(8·4.652)=5.709 м, fγ3=2502·0.00902/(8·11.9421)=5.9 м. Выбор опоры и проверка ее габаритов Для участка линии от ПС1 до ПС4 выбираем железобетонную промежуточную одноцепную свободностоящую опору П 110-1. Проверяем допустимый габарит приближения провода к земле: Hг≥hг+fмакс+λг, где Hг=17,5 м – высота опоры до траверса, [5, табл.2.41], hг=7 м – допустимый габарит приближения ВЛ к земле, [2, табл. 2.5.23], λг=0.14·7=0.98 м – длина гирлянды, [5], fмакс=fγ3=5.9 м – максимальная стрела провеса, 17,5≥7+5.9+0.98, Неравенство выполняется. Провода ВЛ будут работать в соответствии с выполненными проектными расчетами при условии, что в процессе строительства ВЛ и их подвески на опоры будут обеспечены необходимые значения монтажных стрел провеса fмонт. Заключение В результате выполнения курсового проекта в соответствии с заданием был разработан оптимальный вариант электрической сети района нагрузок. Для сравнения из нескольких вариантов конфигурации сети на основании наименьшей стоимости, наибольшей надежности и удобства эксплуатации были выбраны два. В ходе дальнейшей разработки вариантов и расчета их экономической эффективности методом дисконтированных затрат был выбран вариант схемы с кольцевым участком сети. Проектируемая сеть относится к числу районных сетей напряжением 220 -110 кВ. Сеть питает четыре ПС, в составе потребителей которых имеются потребители I, II, III категорий по надежности электроснабжения. Линии электропередач напряжением 110 кВ и 220 кВ выполнены на железобетонных и стальных опорах, в обоих случаях использованы сталеалюминевые провода. Сечения проводов линий были приняты с учетом экономической плотности тока и ограничения потерь на корону и проверены по допустимому току в послеаварийном режиме работы. В проектируемой сети использованы провода марок: АС – 70/11; АС – 120/19; АС – 150/24; АС – 240/32. Питание потребителей осуществляется через два трансформатора на каждой подстанции. Трансформаторы выбраны с учетом перегрузочной способности: - на ПС-2 - АТДЦТН - 125000/220/110/10; - на ПС-1,- ТДН - 16000/110/10; - на ПС-3 ТРДН- 25000/110/10; ПС-4 – ТДН- 16000/110/10; На следующем этапе проектирования были рассчитаны установившиеся режимы: максимальный, минимальный и 4 послеаварийных режима. Произведено регулирование напряжения у потребителей с помощью РПН силовых трансформаторов и выровнен коэффициент реактивной мощности на ПС А с помощью ШБК у потребителей 10 кВ. В результате технико-экономического расчета получили следующие показатели сети: 1. Суммарные капиталовложения в сеть: КСЕТИ = тыс.руб. 2. Суммарные издержки на эксплуатацию сети: ИОБЩ = тыс.руб./год; 3. Себестоимость передачи электроэнергии по сети: 4. Максимальный коэффициент полезного действия сети =98,47%. 5. Средневзвешенный коэффициент полезного действия: =98,87%. Проведенный технико-экономический расчет показал, что электрическая сеть района нагрузок отвечает требованиям экономичности, так как суммарные потери мощности и электроэнергии не превышают 5%. На последнем этапе выполнен механический расчет опоры П 110-1 от ПС 1 до ПС 4. Список использованных источников Справочник по проектированию электрических сетей. Под редакцией Д.Л. Файбисовича. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2005 – 320 с. ил. Правило устройства электроустановок. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2002. Бушуева О.А., Кулешов А.И. Электрическая сеть района нагрузок: Учебное пособие к курсовому проекту. – Иваново, 2006. – 72 с. Выбор силовых трансформаторов подстанций энергосистем и промышленных предприятий с учетом допустимых нагрузок. Методические указания. Б.Я. Прахин. – Иваново; ИЭИ, 1999г. 5. Методические указания по курсовому проектированию электрических сетей. Б.Я. Прахин, О.И. Рыжов. – Иваново; ИЭИ, 1988г. 6. Методические указания по расчету установившихся режимов в курсовом проектировании электрических сетей. Бушуева О.А., Парфенычева Н.Н. - Иваново: ИГЭУ, 2004. жүктеу/скачать 0,63 Mb. Достарыңызбен бөлісу:
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||