контрольная по снабжению


 

 

1. Введение

 

Электроэнергетическая система представляет собой совокупность электро-

станций, электрических и тепловых сетей и узлов потребления, объединенных

процессом производства, передачи и распределения электроэнергии.

В России имеется около ста районных электроэнергетических систем каждая

из которых обеспечивает централизованное электроснабжение потребителей

на территории, охватываемой подчиненными ей электрическими сетями.

Энергосистема обслуживает обычно территорию одной области, края, а иногда

двух или трех областей.

Районная энергосистема представляет собой производственное объединение

нескольких разнородных энергетических предприятий: электростанции, пред-

приятий по эксплуатации электрических сетей, ремонтных баз, проектно –

конструкторских организаций, подстанций.

Граница между электроэнергетической системой и потребителем – условная

проводится на договорной основе в специальных пунктах раздела электрических

сетей, поэтому в ее состав могут входить сети самых низких номинальных напряжений.

Структура и характеристика потребителей определяют условия построения

схемы их электроснабжения, а в ряде случаев могут предъявляться специфичес –

кие требования и существенно влиять на режимы работы системы в целом. Так,

для особо ответственных потребителей может появится необходимость соору-

жения небольших электростанций для обеспечения надежности электроснаб –

жения.

При проектировании электрической сети баланс мощности составляется для

определения суммарного необходимого ввода мощности на электростанциях

и обмена потоками мощностей с энергосистемой.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. Исходные данные

Сформировать варианты сетей для электроснабжения трех потребителей района, расположение которых относительно источника питания – районной электростанции (РЭС), задано на рисунке 1. Категории потребителей представлены в таблице1.

Таблица 1 – Категории потребителей

№подстанции

1

2

3

Рmax, МВт

17

23

9

cosf

0.9

0.86

0.82

Вторичное напряжение, кВ

6

6

6

Категория потребителей,%

Iкатегория

-

21

8

IIкатегория

70

45

38

 

            РЭС               1

 

 

 

 

 

 

    3         2

 

Рисунок 1 – Расположению источника питания и потребителей электроэнергии.

3. Выбор вариантов электрической сети: радиальной, кольцевой и сложнозамкнутой

 

3.1. Выбор конструкции электрической сети

Для электроснабжения заданного района принимаем воздушные линии электропередач с унифицированными опорами. Провода – голые, сталеалюминиевые (маркаАС).

Для электроснабжения потребителей первой и второй категории применяем двухцепные ЛЭП, а для третьей категории – одноцепные. В замкнутых системах сети все линии выполняются одноцепными.

 

3.2. Составление схем вариантов проектируемой сети.

 

По заданному расположению источника питания и потребителей

электроэнергии составляем схемы вариантов электрической сети.

 

 

 

 

 

 

 

Находим расстояние между районной электрической станцией (РЭС) и подстанциями, и между подстанциями.

 

 

3.2.1. Радиальная схема электрической сети.

Расстояние между РЭС и всеми подстанциями:

Количество цепей на схемах условно показано в виде засечек на линиях – одна засечка соответствует одноцепной ЛЭП, две –двухцепной;

 

L01 = 50 км, L02 = 95 км, L03 = 45 км.

      

                  РЭС

3   1   

 

 

 

      

      

3         2

 

Рисунок 2 – Радиальная схема электрической сети

3.2.2. Кольцевая схема электрической сети.

Расстояние между РЭС и всеми подстанциями и между подстанциями 1-3,2-3:

 

L01 = 50 км, L03 = 45 км, L12 = 65 км, L23 =105 км.

   РЭС      

      1

   

 

 

 

      

 

3             2   

 

Рисунок 3 – Кольцевая схема электрической сети

 

 

 

3.2.3.Сложнозамкнутая схема электрической сети.

Расстояние между РЭС и подстанциями 1,2,3 и между подстанциями 1- 2, 2--3:

L01 = 50 км,

L02 = 95 км,

L03 = 45 км,

L12 = 65 км,

L23 =105 км.

      

РЭС

   1

 

 

 

      

 

3       2

 

Рисунок 4 – Сложнозамкнутая схема электрической сети

 

4.Расчет мощностей на участках электрической сети.

   

4.1. Расчет мощностей на участках радиальной схемы электрической сети.

   

1)Задаем направление мощностей в схеме электрической сети

Разомкнутая электрическая сеть – это сеть, в которой все узлы получают питание только по одной ветви. Т.к. расчет производим без учета потерь мощности, то мощность участка сети будет равна мощности потребителя.

 

         Р01

   РЭС   

      1

      Р1

 

         Р02   

    Р03   

   3   Р3      2

   Р2

 

Рисунок 5 – Направление мощностей в радиальной схеме электрической сети

 

 

 

 

 

2) Расчет производим без учета потерь мощности на линии электропередачи, поэтому мощность на участках электрической сети равна мощности потребителей. Используем метод расщепления сети и расчет проводим по активной мощности.

 

Р01= Р1= 17 мВт

Р02= Р2= 23 мВт

Р03= Р3= 9 мВт

 

3) Расчет реактивной мощности.

 

Q01= P01·tg (arcos(cosφ1))= 17·tg(arcos(0.9))=8.16, МВар;

Q02= P02·tg (arcos(cosφ2))= 23·tg(arcos(0.86))=13.57, МВар;

Q03= P03·tg (arcos(cosφ3))= 9·tg(arcos(0.82))=6.21, МВар;

 

4) Расчет полной мощности

 

S01= P01+j Q01=17+j8.16=18.841ej25.841, МВА;

S02 = P02+j Q02=23+j13.57=26.702ej30.683, МВА;

S03= P03+j Q03=9+j6.21=10.908ej34.915,МВА;

 

 

4.2. Расчет мощностей на участках кольцевой схемы электрической сети

 

 

1) Задаем направление мощностей в схеме электрической сети

 

         

   РЭС   Р01   1

 

   

   Р03      Р2   

      Р12

      

   Р23

    Р3         2

    3    

   Р2   

Рисунок 6 – Направление мощностей в кольцевой схеме электрической сети.

 

 

 

2) Предполагаем, что сеть является однородной, т.е. сечения всех проводов одинаковые тогда расчет производим через длины линии вместо сопротивления.Используем метод расщепления сети и расчет производим по активной мощности. Находим активную мощность на участках ЛЭП 0 – 1, 0 – 3:

   

P01

      
P0128,3МВт,

 

P03   

   

P0320.2, МВт,

3) Найдем активные мощности остальных участков по первому закону Кирхгофа для узлов 1 и 3

 

P12 P01 P1,

P1228.317 11..3,МВт,

P23 P03 P3 ,

P2320.2911.2,МВт.

 

4) Проводим   проверку   сумма   мощностей   на   головных   участках (участки, отходящие от РЭС) равна сумме мощностей потребителей:

   

P01 P03 P1 P2 P3 ,

28.3+20.2=17+23+9;

48.5=49 –верно

 

5) Расчет реактивной мощности.

 

Q01 = P01·tg (arcos(cosφсети))= 28,3·tg(arcos(0.9))=13.58 , МВар;

Q03 = P03·tg (arcos(cosφсети))= 20.2·tg(arcos(0.9))=9.69, МВар;

Q12 = P12·tg (arcos(cosφсети))= 11.3·tg(arcos(0.9))=5.42, МВар;

Q23 = P23·tg (arcos(cosφсети))=11.2·tg(arcos(0.9))=5.37, МВар;

 

 

 

 

 

 

 

 

6) Расчет полной мощности.

 

S01 = P01+j Q01=28.3+j13.58=31.36ej25.84, МВА;

S03 = P03+j Q03=20.2+j9.69=22.38ej25.84, МВА;

S12 = P12+j Q12=11.3+j5.42=12.48ej25.84, МВА;

S23 = P23+j Q23=11.2+j5.37=12.36ej25.85,МВА;

 

 

4.3. Расчет мощностей на участках сложнозамкнутой схемы электрической сети

 

1)Задаем направление мощностей в схеме электрической сети

2)Предполагаем, что сеть является однородной, т.е. сечения всех проводов одинаковые тогда расчет производим через длины линии вместо сопротивления. Используем метод расщепления сети и расчет производим по активной мощности. Найдем активные мощности участков методом контурных уравнений.

Составляем уравнение для контура: 0 – 1 – 2 –0

 

P01 · L01 + P12 · L12 – P02 · L02 = 0

 

Составляем уравнение для контура: 0 – 3 –2 –0

 

P03 · L03 + P23 · L23 – P02 ·L02 = 0

   Р01

   РЭС         1

      Р1

 

   Р03      Р12

      

      Р02

       

   3

    Р3          2   

      Р23      Р2

Рисунок 7 – Направление мощностей в сложнозамкнутой схеме электрической сет

 

Пусть известные мощности P01,P03.

Неизвестные мощности по участкам ЛЭП выражаем через известные мощности нагрузок и контурные мощности:

 

 

 

 

 

P12 = P01–P1,   

P23 = P03–P3,   

P02 = P2 – P12– P23= P2 – (P01 – P1)– (P03 – P3)= P1+P2+P3–P01–P03.   

P01 · L01 + (P01 – P1) · L12 – (P1+P2+P3– P01– P03)·L02 = 0   

P01 · L01 + P01 · L12–P1 · L12– (P1+P2+P3) · L02+ P01· L02+ P03· L02 = 0

P01 · (L01 +L12 +L02) + P03 · L02–P1· L12 – (P1+P2+P3) · L02 = 0

 

 

210·P01+95·P03= P1· 65+ (P1+P2+P3) ·95,

210·P01+95·P03 = 17·65 + (17+23+9) ·95,

210·Р01+ 95·Р03 =5760.

P03 · L03 + (P03 – P3) · L23 – (P1+P2+P3– P01– P03)·L02 = 0   

P03 · L03 + P03 · L23 – P3· L23 – (P1+P2+P3) · L02+ P01· L02 + P03· L02 = 0

P03 · (L03 + L23 + L02) + P01· L02 = P3· L23 + (P1+P2+P3) ·L02

245·P03+95·P01=9·105+(17+23+9)·95

245·Р03+95·Р01=5600

 

Уравнения запишем в виде системы:

 

210·P01 95·P03 5760

   

·P03 95·P01

 

 

P03 14,82 МВт.

 

P0120.72, МВт,

3) Подставляем полученные значения мощностей P01 , P03 и находим оставшиеся мощности:

   

P12 = P01 P1=20.72–17= 3.72, МВт

P23 = P03 P3=14.82–9= 5.82, МВт

P02 =P1+P2+P3P01P03=17+23+9–20.72–14.82=13.46, МВт.

 

4) Расчет реактивной мощности.

 

Q01 = P01·tg (arcos(cosφсети))=20.72·tg(arcos(0.9)=9.94, МВар;

Q02 = P02·tg (arcos(cosφсети))=13.46·tg(arcos(0.86))=7.94, МВар;

Q03 = P03·tg (arcos(cosφсети))=14.82·tg(arcos(0.82))=10.22, МВар;

Q12 = P12·tg (arcos(cosφсети))= 3.72·tg(arcos(0.9))=1.78, МВар;

 

 

 

 

Q23 = P23·tg (arcos(cosφсети))=5.82·tg(arcos(0.9))=2.79, МВар;

 

5) Расчет полной мощности

 

S01 = P01+j Q01=20.72+j9.94=22.98ej25.84, МВА;

S02 = P02+j Q02=13.46+j7.94=15.62ej30.68, МВА;

S03 = P03+j Q03=14.82+j10.22=18.12ej34.91, МВА;

S12 = P13+j Q12=3.72+j1.78=4.11ej25.84, МВА;

S23 = P23+j Q23=5.82+j2.79=6.45ej25.84, МВА;

 

 

 

4. Выбор номинального напряжения для вариантов схем электрической сети

 

4.1. Выбор номинального напряжения для радиальной схемы электрической сети

 

    Определяем ориентировочное напряжение по формуле

 

=86.24, кВ,

=109.28, кВ,

=71.68, кВ.

 

1) Исходя из полученных расчетов ориентировочного напряжения, выбираем стандартное номинальное напряжение для данной электрической сети, равным 110кВ.

 

4.2. Выбор номинального напряжения для кольцевой схемы электрической сети.

 

 

=98.08, кВ,

=86.42, кВ,

=93.65, кВ

=83.04, кВ,

 

 

 

 

 

 

 

 

1) сходя из полученных расчетов ориентировочного напряжения, выбираем стандартное номинальное напряжение для данной электрической сети, равным 110кВ.

 

4.3. Выбор   номинального   напряжения   для   сложнозамкнутой схемы электрической сети.

 

=90.72, кВ,

=95.52, кВ,

=81.28, кВ,

=63.04, кВ,

=79.52, кВ.

 

 

1)Исходя из полученных расчетов ориентировочного напряжения, выбираем стандартное номинальное напряжение для данной электрической сети, равным 110кВ.

 

6. Выбор сечений проводов линий электропередач электрической сети

 

Сечение проводов ЛЭП рассчитываем по методу экономической плотности тока:

=

 

 

где Ii– ток, текущий по проводу в режиме максимальной нагрузки, А;

n – число цепей ЛЭП;

Pi– активная мощность, передаваемая по ЛЭП в максимальном режиме, кВт;

Uн – номинальное напряжение сети, кВ;

cosф - коэффициент мощности нагрузки в ЛЭП;

 

 

Jэк – экономическая плотность тока, А/мм2.

 

6.1. Выбор сечений линий электропередач для радиальной схемы электрической сети.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

= = = 49.62,

Выбираем ближайшее стандартное сечения Fст01=70, мм2.

 

= = = 70.26,

Выбираем ближайшее стандартное сечения Fст02=95,мм2.

 

 

= = = 28.83,

Выбираем ближайшее стандартное сечения Fст03=35,мм2. Но минимальное сечение для линий на напряжение 110 кВ, по условию короны 70 мм2, поэтому принимаем сечение Fст02=70,мм2.

 

6.2. Выбор сечений линий электропередач для кольцевой схемы электрической сети.

 

= = = 181.36,

 

Выбираем ближайшее стандартное сечения Fст01=185, мм2.

 

 

= = = 131.14,

Выбираем ближайшее стандартное сечения Fст03=150, мм2.

 

= = = 65.39,

Выбираем ближайшее стандартное сечения Fст12=70,мм2.

 

 

 

 

 

= = = 65.97,

Выбираем ближайшее стандартное сечения Fст23=70, мм2.

 

6.3. Выбор сечений линий электропередач для сложнозамкнутой схемы электрической сети.

 

= = = 159.82,

 

Выбираем ближайшее стандартное сечения Fст01=185, мм2.

 

= = = 120.97,

Выбираем ближайшее стандартное сечения Fст02 =150, мм2.

 

= = = 95.26,

 

Выбираем ближайшее стандартное сечения Fст03=120, мм2.

 

= = = 21.72,

 

Выбираем ближайшее стандартное сечения Fст12=35,мм2. Но минимальное сечение для линий на напряжение 110 кВ по условию короны 70 мм2, поэтому принимаем сечение Fст12=70,мм2.

 

 

= = = 33.98,

 

Выбираем ближайшее стандартное сечения Fст23=35,мм2.

 

 

 

 

 

 

Но минимальное сечение для линий на напряжение 110 кВ по условию короны 70 мм2, поэтому принимаем сечение Fст12=70,мм2.

 

Результаты расчетов и выбора проводов ЛЭП сведем в таблицу 2.

 

Таблица 2 – Результат расчетов и выбора проводов ЛЭП.

Вариант электрической сети

Участок электрическойсети

 

Р,МВт

 

I,A

Fрасч, мм2

Fст,

мм2

 

n

 

Радиальная

0-1

0-2

0-3

17

23

9

49.62

70.26

28.83

49.62

70.26

28.83

70

95

70

2

2

2

 

Кольцевая

0-1

0-3

1-2

2-3

28.30

20.20

11.20

11.30

181.36

131.14

65.39

65.97

181.36

131.14

65.39

65.97

185

150

70

70

1

1

1

1

 

Сложнозамкну- тая

0-1

0-2

0-3

1-2

2-3

20.72

13.46

14.82

3.72

5.82

159.82

120.97

95.26

21.72

33.98

159.82

120.97

95.26

21.72

33.98

185

150

120

70

70

1

1

1

1

1

 

 

 

 

 

-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

7. Проверка сечений проводов линий электропередач по току в наиболее тяжелом аварийном режиме.

 

Наиболее тяжелый аварийный режим для электрической сети наступает при обрыве ЛЭП головных участков и при обрыве одной цепи двухцепной линии.

 

6.1. Проверка сечений проводов линий электропередач радиальной схемы электрической сети.

 

1) За аварийный режим принимаем обрыв одной из двухцепной линии. Значение аварийных мощностей:

 

 

2) Расчет аварийных токов:

 

 

Должно выполняться условие:

Для провода сечением 120 мм2: кА

   ,

Для провода сечением 70 мм2: кА

   ,

   ,

Все сечения проводов линий электропередачи прошли проверку по допустимому току в аварийном режиме.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

7.2.   Проверка сечений проводов линий электропередач кольцевой схемы электрической сети.

 

 

Для замкнутой схемы наиболее тяжелые аварийные режимы – это обрывы головных участков 0 – 1, 0 – 3.

 

Обрыв линии участка 0 –1.

 

P03ав=P1+P2+P3=15+28+17=60, МВт;

P12ав=P1=15,МВт;

P23ав=P2+ P12=28+13=41МВт.

 

Рисунок 8 – Обрыв линии 0 - 1 кольцевой схемы электрической сети.

 

 

 

 

 

 

         1

      Р1

   РЭС

      

      Р12ав

 

      

 

    3 Р3    2

   Р23ав Р2

 

 

Должно выполняться условие:

На участке 0 – 3 провод сечением 185 мм2.

Для данного сечения: кА ,

На участке 1 – 2 провод сечением 120 мм2.

Для данного сечения: кА

,

На участке 2 – 3 провод сечением 70 мм2.

Для данного сечения: кА

 

 

 

 

, неверно примем сечение 95 мм2

Для данного сечения: кА

 

 

 

Обрыв линии участка 0 – 3.    

   Р01ав   1

      РЭС   Р1

 

      

   Р12ав

 

      

 

    Р3    2

   Р23ав Р2

 

Рисунок 9 – Обрыв линии 0 - 3 кольцевой схемыэлектрической сети

 

P01ав=P1+P2+P3=15+28+17=60, МВт;

P23ав=P3=17,МВт;

P12ав=P2+ P23=23+17=40,МВт.

 

 

 

Должно выполняться условие:

На участке 0 – 1 провод сечением 240 мм2.

Для данного сечения: кА ,

На участке 1 – 2 провод сечением 120 мм2.

Для данного сечения: кА

,

На участке 2 – 3 провод сечением 70 мм2.

Для данного сечения: кА

,

 

 

 

 

 

 

Все сечения проводов линий электропередачи прошли проверку по допустимому току в аварийномрежиме.

 

-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

6.2. Проверка сечений проводов линий электропередачи сложнозамкнутой схемы электрической сети.

 

Для сложнозамкнутой схемы наиболее тяжёлые аварийные режимы – обрывы головных участков 0 – 1, 0 – 2, 0 –3.

 

Обрыв линии участка 0 –1.         1

      Р1

   РЭС

   Р03ав   

      Р02ав   Р12ав

 

      

 

    Р3    2

   Р23ав Р2

 

 

Рисунок 10 – Обрыв линии   0–1 сложнозамкнутой схемы электрической сети.

 

 

P12ав=P1=15, МВт;

 

 

 

 

 

Должно выполняться условие:

 

 

 

 

 

На участке 1 – 2 провод сечением 70 мм2.

Для данного сечения: кА ,

 

 

На участке 0 – 3 провод сечением 95 мм2.

Для данного сечения: кА

,

На участке 0 – 2 провод сечением 120 мм2.

Для данного сечения: кА

,

На участке 2 – 3 провод сечением 70 мм2.

Для данного сечения: кА ,

Все сечения проводов линий электропередачи прошли проверку по допустимому току в аварийном режиме.

 

Обрыв линии участка 0 – 3.

    Р01ав   1

   РЭС   Р1

   

      

      Р02ав   Р12ав

 

      

 

    Р3    2

   Р23авР2

 

Рисунок 11 – Обрыв линии   0–3 сложнозамкнутой схемы электрической сети.

 

P23ав=P3=17, МВт;

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Должно выполняться условие:

На участке 2 – 3 провод сечением 70 мм2.

Для данного сечения: кА ,

На участке 0 – 1 провод сечением 185 мм2.

Для данного сечения: кА

,

На участке 0 – 2 провод сечением 120 мм2.

Для данного сечения: кА

,

На участке 1 – 2 провод сечением 70 мм2.

Для данного сечения: кА ,

Все сечения проводов линий электропередачи прошли проверку по допустимому току в аварийном режиме.

 

   Обрыв линии участка 0 – 2.

 

Аварийные мощности на участках электрической сети при обрыве линии 0–2 будут соответствовать мощностям на участках кольцевой электрической сети, поэтому:

 

P01ав=36.62, МВт;

P03ав=20.38, МВт;

P12ав=6.62, МВт;

P23ав=10.38, МВт.

 

 

 

 

 

 

      Р01ав   1

      Р1

   РЭС

   Р03ав   

      Р12ав

 

    3   

    2

    Р3 Р2

   Р23ав

Рисунок 12 – Обрыв линии   0–2 сложнозамкнутой схемы электрической сети.

 

 

   

Должно выполняться условие:

На участке 0 – 1 провод сечением 185 мм2.

Для данного сечения: кА

   

   На участке 0 – 3 провод сечением 95 мм2

Для данного сечения: кА

   ,

На участке 1 – 2 провод сечением 70 мм2.

Для данного сечения: кА

   ,

На участке 2 – 3 провод сечением 70 мм2.

Для данного сечения: кА ,

Все сечения проводов линий электропередачи прошли проверку по допустимому току в аварийном режиме.

 

 

 

 

 

 

Таблица 3 – Результаты расчетов проводов ЛЭП по току в наиболее тяжелый аварийный режим.

 

Вариантэлектрическойсети

Участокэлектрическойсети

 

Рав, МВт

Fст, мм2

Iдол,

А

Iав,

А

Fприн,

мм2

1

2

3

4

5

6

7

 

Радиальная

0-1

0-2

0-3

15

28

17

120

70

70

390

265

265

190

99

65

120

70

70

 

Кольцевая

0-1

0-3

1-2

2-3

57

57

27

47

240

185

120

70

605

520

390

330

365

370

158

274

240

185

120

95

 

 

Сложнозамкнутая

0-1

0-3

0-2

1-2

2-3

36.62

20.38

37.92

6.62

10

185

95

120

70

70

520

330

390

265

265

235

132

220

39

58

185

95

120

70

70

 

По результатам расчетов составляем таблицу характеристики проводов ЛЭП (таблица 4).

B = B0*L*n,

гдеR0,X0 –активноеииндуктивноесопротивлениепроводана1км ЛЭП;

b0 - ёмкостная проводимость 1 км ЛЭП;

n - число цепейЛЭП.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 4 – Характеристика проводов ЛЭП.

 

Вариантэл.сети

Участокэл.сети

Маркапровода

R0,

Ом/км

X0,

Ом/км

В0*10-6

Cм/км

L

км

n

R1

Ом

X1

Ом

B*10-6

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

Радиальная

0-1

0-2

0-3

АС120 АС-70 АС-70

0.249

0.428

0.428

0.427

0.444

0.444

2.66

2.55

2.55

47

50

58

2

2

2

5.85

10.7

12.41

10.03

11.1

12.88

250.04

255

295.8

Кольцевая

0-1

0-3

1-2

2-3

АС240 АС185 АС120 АС-95

0.12

0.162

0.249

0.306

0.405

0.413

0.427

0.434

2.81

2.75

2.66

2.61

47

58

55

88

1

1

1

1

5.64

9.396

13.69

26.93

19.03

23.95

23.48

38.19

132.07

159.5

146.3

229.68

 

Сложнозамкнутая

0-1

0-3

0-2

1-2

2-3

АС-185 АС-95 АС-120 АС-70 АС-70

0.162

0.306

0.249

0.428

0.428

0.413

0.427

0.427

0.444

0.444

2.75

2.61

2.66

2.55

2.55

47

58

50

55

88

1

1

1

1

1

7.614

17.75

12.45

23.54

37.66

19.41

24.77

21.35

24.42

39.07

129.25

151.38

133

140.25

224.4

 

 

7. Проверка проводов линий электропередач по потере напряжения в нормальном и аварийномрежимах.

 

При проверке по потере напряжения должно выполнятся условие :

.

 

Произведем проверку сети по потере напряжения до наиболее удаленных от

РЭС подстанциях в нормальном и аварийном режимах .

Проверку выполняем, учитывая только продольную составляющую вектора

падения напряжения.

 

где Рi ,Qi- активная и реактивная мощности, текущие по реактивному и активному сопротивлениям.

ΔUдопн.р=15 – 20 ٪Uном ; ΔUдопав=20 – 25 ٪Uном

Для 110 кВ ΔUдопн.р= 16.5 – 22 кВ,

 

 

 

 

 

 

 

 

 

8.1. Проверка по потере напряжения радиальной схемы электрическойсети.

1) Полные мощность на участках электрической сети:

S01= 15+j20.94,МВА;

S02= 28+j8.23,МВА;

S03= 17+j7.24,МВА;

 

2) Произведем проверку данного варианта схемы проектируемой сети в нормальном режиме:

 

ΔU01 =< ΔUдопн.р= 16.5 – 22 кВ,

ΔU02 =< ΔUдопн.р= 16.5 – 22 кВ,

    ΔU03 =< ΔUдопн.р= 16.5 – 22 кВ,

1) Произведем проверку данного варианта схемы проектируемой сети в послеаварийном режиме (обрыв одной из двухцепной линии):

 

ΔU01ав =< ΔUдоп.ав.р. = 22 – 27.5 кВ,

ΔU02ав =< ΔUдопав.р. = 22 – 27.5 кВ,

ΔU03ав=< ΔUдоп.ав.р= 22 – 27.5 кВ,

 

8.2. Проверка по потере напряжения кольцевой схемы электрическойсети.

 

 

1) Полные мощность на участках электрической сети:

 

S01= 36.62+j25.56, МВА;

S03= 20.38+j14.75, МВА;

S12= 6.62+j3.2, МВА;

S23= 10.38+j5.03,МВА;

 

 

 

 

 

 

 

 

2) Произведем проверку данного варианта схемы проектируемой сети в нормальном режиме. Проверка сети по потери напряжения осуществляется для точек электрически наиболее удаленных. В нормальном режиме для кольцевой схемы электрической сети это точка 2.

 

ΔU01 =;

ΔU03 =;

    ΔU12 =;

ΔU23 =;

ΔU012ΔU01ΔU12 6,3 1,517,81, кВ<ΔUдоп.н.р.=16.5–22кВ;

ΔU023ΔU03ΔU23 4,95 4,29 9, 2 4 , кВ<ΔUдоп.н.р.=16.5–22кВ;

 

3) Произведем проверку данного варианта схемы проектируемой сети в послеаварийном режиме:

 

Обрыв линии0-1

 

S03ав = 57+j27.6, МВА;

S12ав= 30+j14.53, МВА;

S23ав= 47+j22.76,МВА;

 

ΔU03ав=<ΔUдоп.ав.р. = 22 – 27.5 кВ,

ΔU12ав=<ΔUдопав.р. = 22 – 27.5 кВ,

   ΔU23ав=<ΔUдоп.ав.р= 22 – 27.5 кВ,

Обрыв линии0-3

 

S01ав = 57+j39.79, МВА;

S12ав= 27+j13.08, МВА;

S23ав= 10+j4.84,МВА;

ΔU01ав=<ΔUдоп.ав.р. = 22 – 27.5 кВ,

ΔU12ав=<ΔUдопав.р. = 22 – 27.5 кВ,

   ΔU23ав=<ΔUдоп.ав.р= 22 – 27.5 кВ,

 

 

 

 

8.3. Проверка по потере напряжения сложнозамкнутой схемы электрическойсети.

 

1) Полные мощность на участках электрической сети:

 

S01 = 24.94+ j17.41, МВА;

S02 = 19.38+j9.38, МВА;

S03 = 12.68+j9.18, МВА;

S12 = 5.06+j2.45, МВА;

S23 = 2.68+j1.3,МВА;

2) Произведем проверку данного варианта схемы проектируемой сети в нормальном режиме. Проверка сети по потери напряжения осуществляется для точек электрически наиболее удаленных. В нормальном режиме для кольцевой схемы электрической сети это точка 2.

 

ΔU01 =;

ΔU02 =;

ΔU03 =

ΔU12 =;

ΔU23 =;

ΔU012ΔU01ΔU12 4,8 1,63 6,43, кВ<ΔUдоп.н.р.=16.5–22кВ;

ΔU023ΔU03ΔU23 4,11 1,38 5, 4 9 , кВ<ΔUдоп.н.р.=16.5–22кВ;

3) Произведем проверку данного варианта схемы проектируемой сети в послеаварийном режиме:

 

Обрыв линии0-1

 

S02ав = 37.92+j18,36, МВА;

S03ав = 19.08+j13.81, МВА;

S12ав= 30+j14.53, МВА;

S23ав= 9.08+j4.4,МВА;

   ΔU02ав=<ΔUдоп.ав.р. = 22 – 27.5 кВ,

 

 

 

 

 

 

ΔU03ав=<ΔUдопав.р. = 22 – 27.5 кВ,

   ΔU12ав=<ΔUдоп.ав.р= 22 – 27.5 кВ,

ΔU23ав=<ΔUдоп.ав.р= 22 – 27.5 кВ,

Обрыв линии0-2   

 

S01ав = 36.62+j25.54, МВА;

S03ав= 20.38+j14.75, МВА;

S12ав= 6.62+j3.21, МВА;

S23ав= 10.38+j5.03,МВА;

ΔU01ав=<ΔUдоп.ав.р. = 22 – 27.5 кВ,

ΔU03ав=<ΔUдопав.р. = 22 – 27.5 кВ,

   ΔU12ав=<ΔUдоп.ав.р= 22 – 27.5 кВ,

ΔU23ав=<ΔUдоп.ав.р= 22 – 27.5 кВ,

Обрыв линии0-3

 

S01ав = 29.6+j20.64, МВА;

S02ав = 27.395+j13.27, МВА;

S12ав = 0.4+j0.2, МВА;

S23ав = 10+j4.84,МВА;

ΔU01ав=<ΔUдоп.ав.р. = 22 – 27.5 кВ,

ΔU02ав=<ΔUдопав.р. = 22 – 27.5 кВ,

   ΔU12ав=<ΔUдоп.ав.р= 22 – 27.5 кВ,

ΔU23ав=<ΔUдоп.ав.р= 22 – 27.5 кВ,

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

9. Проверка проводов линий электропередач сложнозамкнутой электрической сети на механическую прочность.

 

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.

 

Произведем расчет на механическую прочность линии 0-1 сложнозамкнутой схемы электрической сети.

 

Исходные данные:

Скорость ветраV=29, м/c.

Толщина гололедаb=20, мм.

tНЗ 24 - наименьшая расчетная температура.

t НБ 28 - наибольшая расчетная температура.

tср.г1.27 - среднегодовая расчетная температура.

   

9.1. Расчет на механическую прочность линия 0-1АС185/29

 

Сечениеалюминия Fа181, мм2;

Сечение стали Fст 2 9 , мм2;

Диаметр провода d =18.8, мм2

Диаметр стального сердечника dст=6.9, мм2;

Расчетный вес километра провода G=728, кг/км;

 

Сечение провода:

FоFа +Fст181 210, мм2.

 

Удельная нагрузка от веса провода.

 

 

Удельная нагрузка от веса гололеда

 

   Удельная нагрузка от веса провода и гололеда

 

 

 

 

 

 

γ3= γ1+ γ2 =(3.467+10.46)·10-3= 13.927·10-3 ,кг/м*мм2

 

Удельная нагрузка на провод свободный от гололеда и давления ветра

 

где α – коэффициент неравномерности скоростного напора по пролету воздушной линии;

α=0.85 при qV400 , Па;

 

CX   аэродинамический коэффициент лобового сопротивления провода;

 

CX1.2 – для проводов с диаметром менее 20, мм и для всех проводов покрытых гололедом.

Удельная нагрузка на провод покрытый гололедом, от давления ветра:

 

 

Результирующая удельная нагрузка от веса провода и давления ветра на провод, свободный отгололеда.

 

 

 

Результирующая удельная нагрузка   от веса провода, гололеда и

давления ветра на провод, покрытыйгололедом

 

 

 

Таблица 5 - Результаты расчета удельных нагрузок

 

Уд.нагрузки,

кг/м*мм210-3

g1

g2

g3

g4

g5

g6

g7

3.467

10.46

13.927

4.8

3.75

5.92

14.4

   

Определение критическогопролета

 

   LК σ*

 

 

 

где σ– допустимое напряжение провода;

Расчет провода ведем по алюминию. Допускаемое напряжение в алюминии при коэффициенте запаса прочности равном 2,составит:

   σ168, кг/мм2

   2   

α – температурный коэффициент линейногорасширения;

α=23*10-6, град-1 – температурный коэффициент линейного расширения дляалюминия.

tг=–5 – температура образованиягололеда;

   tНЗ наименьшая температура врайоне;

    tНЗ24 - наименьшая расчетная температура.

 

 

LК 8*   , м

 

Для провода АС185 при толщине стенки гололеда 20, мм наибольший допускаемый промежуточный пролет 350, м. Выбираем длину пролета L=200,м.

Наибольшее напряжение материала провода наступает при гололеде,

ветре со скоростью VГ 14.5,м/cи температуре образования гололеда tг= -50С

 

Приближенное значение критическойтемпературы

 

где, = коэффициент упругости удлинения провода;

 

 

   - отношение сечения алюминия и стали;

   

Ест = 20000, кг/мм2 – модуль упругости стали;

 

   Еа= 6300, кг/мм2 – модуль упругости алюминия;

 

   10-6 , мм2/кг

 

 

 

 

 

 

    - температурный коэффициент линейного расширения всего провода;

αст= 12*10-6, град-1 - температурный коэффициент линейного расширения стали;

αа = 23*10-6, град-1 - температурный коэффициент линейного расширения алюминия;

19.29*10-6, град-1 ;

= 330 С.

Критическая температура провода выше высшей температуры воздуха, тогда наибольшая стрела провеса воздушной линии в данной местности будет при гололеде безветра.

Температурное напряжениеалюминия:

    σaaα0)*(t0t)*Ea

при tНЗ 24

 

σa(23*10-612*10-6)*(1.27(24))*6300 1.75, кг/мм2 ;

при t5

σa(23*10-612*10-6)*(1.27(5))*63000.43,кг/мм2;

Напряжение алюминия, которое можно допустить от механических нагрузок:

при tНЗ 24

аа81,756.25, кг/мм2;

при t50С.

аа80,437.57, кг/мм2;

 

Допустимое фиктивное напряжение попроводу

 

при tНЗ 24

σ = == 8.11, кг/мм2

 

 

 

 

при t50С.

σ = == 9.83, кг/мм2

Определим фиктивное напряжение провода при высшей температуре воздуха:

 

 

169,67 22.1

 

Решая это кубическое уравнение подбором,получаем:

σ1 2 .62, кг/мм2;

Наибольшая вертикальная стрела провесапровода:

   

Напряжение материала при среднегодовой температуре провода, свободного от гололеда иветраtср.г1.27

 

 

161,55 22.47

Решая это кубическое уравнение подбором,получаем:

σср.г 2 . 6, кг/мм ;

 

 

Напряжениекотороеможнодопуститьвпроводеприсреднегодовой

температуре   tср.г1.27

σ0,25 * 0,25 * 82, кг/мм2;

σср.гσср.г- разрушения провода вибрацией можнонеопасаться.

Длина провода в пролете приприtНБ28

Lпр = L+

LпрLна 0.3%, т.е. на очень незначительнуювеличину.

 

 

Список использованныхисточников:

 

1. Идельчик В.И. Электрические системы и сети.- М.: Энергоатомиздат,1989

– 592с,(учебникдлявузов);

2. Лыкин А. В. Электрические системы и сети, М.: Логос, 2008 – 254c (учебное пособие, рек.УМО) – ISBN978-5-98704-055-8;

3. Рокотян С.С., Шапиро И.М. Справочник по проектированию электроэнергетических систем.- М.:Энергоатомиздат,1990г

4. Электрические системы. Электрические сети. /В.А. Веников, А.А. Глазунов, Л.А. Жуков и др.: Под ред. В.А. Веникова и В.А. Строева.- М.: Высшая школа,1998.

5. Электрические сети и системы. /А.А. Глазунов, А.А. Глазунов - 4-е изд., перераб. и доп. М.: Госэнергоиздат, 1960. - 368с.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Содержание

 

1

Введение………………………………………………………..

2

2

Исходные данные………………………………………………

3

3

Выбор вариантов электрической сети: радиальной, кольцевой

 

сложнозамкнутой……………………………………………..

3

4

Расчет мощностей на участках электрическойсети…………

6

5

Выбор номинального напряжения для вариантов схем электрическойсети…………………………………….............

11

6

Выбор сечений проводов линий электропередач электрической сети……………………………………..........................................

12

7

Проверка сечений проводов линий электропередач по току в наиболее тяжелом аварийномрежиме………………………….

15

8

Проверка проводов линий электропередач по потере напряжения в нормальном и аварийном режимах……………………………

22

9

Проверка проводов линий электропередач сложнозамкнутой электрической сети намеханическую прочность………………

27

 

Списокиспользованныхисточников…………………………

33

 

 

 

 

 

Добавить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *

1 + 5 =