Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ТРАНСПОРТА РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ЖЕЛЕЗНОДОРОЖНОГО ТРАНСПОРТА

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

САМАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ПУТЕЙ СООБЩЕНИЯ

Кафедра «Электроснабжение железнодорожного транспорта»

РАСЧЕТ И ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ

Методические указания к выполнению курсовой работы

по дисциплине «Электрические станции, сети и системы»

для студентов специальности

190401 «Электроснабжение железных дорог»

очной и заочной форм обучения

Составители: О.Н. Козменков

В.Б. Тепляков

Самара 2007

УДК 621.38 (075.8)

Расчет и проектирование электрических сетей высокого напряжения : методические указания к выполнению курсовой работы по дисциплине «Электрические станции, сети и системы» для студентов специальности 190401 «Электроснабжение железных дорог» дневной и заочной форм обучения [Текст] / составители : О.Н. Козменков, В.Б. Тепляков. - Самара : СамГУПС, 2007.- 18 с.

Утверждены на заседании кафедры 19.01.2007 г., протокол №6.

Печатается по решению редакционно-издательского совета университета.

Приведены методические указания по выполнению курсовой работы для студентов по рассматриваемой дисциплине.

В методических указаниях содержатся основные сведения о расчетах электрических нагрузок железнодорожного узла; о выборе числа и мощности трансформаторов главной понизительной подстанции (ГПП); об электрическом расчете питающей воздушной ЛЭП 110кВ, а также приводятся расчет токов короткого замыкания и проверка основной аппаратуры ГПП на термическую и электродинамическую устойчивость.

Составители: Козменков Олег Николаевич

Тепляков Валерий Борисович

Рецензенты: к.т.н., профессор СамГУПС Лабунский Леонид Сергеевич;

начальник службы электрификации и электроснабжения

Куйбышевской железной дороги - филиала ОАО РЖД

Крестовников Иван Андреевич

Редактор: И.М. Егорова

Компьютерная верстка: Л.Н. Бондарь

Подписано в печать 26.10. 2007. Формат 60х90 1/16.

Бумага писчая. Печать оперативная. Усл. п.л.1,5.

Тираж 100 экз. Заказ №184.

Самарский государственный университет путей сообщения, 2007

Введение

Целью курсовой работы является приобретение студентами практических навыков расчета и проектирования электрических сетей напряжением 110 кВ и выше. В задание входит:

? расчет электрических нагрузок железнодорожного узла;

? выбор числа и мощности трансформаторов главной понизительной подстанции (ГПП);

? электрический расчет питающей воздушной ЛЭП 110 кВ, а также расчет токов короткого замыкания и проверки основной аппаратуры ГПП на термическую и электродинамическую устойчивость.

Необходимо:

1. По заданным значениям отдельных электрических нагрузок, расположенных на территории железнодорожного узла, определить суммарную расчетную нагрузку.

2. Определить мощность ГПП, категорийность потребителя, выбрать число и мощность трансформаторов на ней.

3. Выполнить электрический расчет воздушной ЛЭП 110 кВ.

4. Определить годовые эксплуатационные расходы и себестоимость передачи электрической энергии.

5. Составить принципиальную схему электропередачи, выбрать электрооборудование.

6. Рассчитать токи короткого замыкания, проверить аппаратуру на термическую и электродинамическую устойчивость.

ТРЕБОВАНИЯ К ОФОРМЛЕНИЮ КУРСОВОЙ РАБОТЫ

1. Пояснительную записку к курсовой работе следует выполнить на писчей бумаге формата А4 (210?297 мм). Поля слева - не менее 30 мм. Все листы должны быть скреплены и пронумерованы.

2. Первый лист пояснительной записки является титульным и должен быть оформлен строго в соответствии с образцом, представленным в приложении.

3. В пояснительной записке должно быть полно и чётко сформулировано условие задачи со всеми числовыми значениями для своего варианта. Решение должно сопровождаться пояснением всех выполняемых действий. Если в процессе решения выполняются какие-либо вычислительные операции, то их следует записывать в следующем порядке: сначала формула, затем подстановка числовых значений величин, входящих в формулу, без каких-либо преобразований, затем - промежуточные вычисления и результат с указанием единиц измерения. При решении задач необходимо использовать Международную систему единиц СИ. При оформлении пояснительной записки следует строго придерживаться обозначений переменных величин, принятых в данных методических указаниях. Прописные буквы должны чётко отличаться от строчных, греческие и латинские - от русских.

4. Все графики должны быть выполнены с обязательным соблюдением требований соответствующих стандартов и масштаба (рекомендуется - на миллиметровой бумаге, хотя это и не обязательно, размер рисунка должен быть не менее 100х100 мм). Выполнять все графические иллюстрации (графики, схемы, рисунки) следует карандашом, указывая в подрисуночной подписи номер и название. В тексте задачи должна быть ссылка на номер рисунка.

5. Если расчётные действия выполняются с помощью ЭВМ, тогда в конце курсовой работы необходимо сделать приложение такого расчёта.

6. В конце курсовой работы следует привести список литературы, реально использованной при решении задачи. Список должен быть оформлен в соответствии с принятыми правилами. Примером оформления может служить библиографический список, представленный в конце данных методических указаний. После списка литературы должны быть поставлены подпись студента и дата.

7. Курсовые работы, выполненные не по своему варианту или оформленные небрежно и с большими отклонениями от приведённых выше рекомендаций, не рецензируются и возвращаются студентам.

8. Курсовые работы, выполненные правильно или с небольшим количеством несущественных ошибок, допускаются к собеседованию. Собеседование проводится по материалам курсовой работы и теории. Для самоконтроля студентам рекомендуется воспользоваться контрольными вопросами.

9. Курсовая работа, не допущенная к собеседованию из-за наличия ошибок, должна быть исправлена и представлена на повторное рецензирование. Все исправления должны быть выполнены в конце пояснительной записки на дополнительных листах того же формата. Вносить исправления в отрецензированный текст, а тем более заменять его на исправленный, не разрешается!

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ РАСЧЁТА

Исходные данные для расчёта выбираются по двум последним цифрам студенческого билета или шифра табл. 1.

Таблица 1

Последние цифры студенческого билета	Наименование нагрузки	Тм, ч	L, км	?, коп.	Umax/Umin
	Р1/cos1	Р2/cos2	Р3/cos3	Р4/cos4	Р5/cos5	Р6/cos6	Число часов использования максимума нагрузки в год	Длина ЛЭП 110кВ	Стоимость 1кВтч	Отклонения напряжения на питающей подстанции
	Тяговая нагрузка	Жилые кварталы	Электровозное депо	Вокзал с пристанционным хозяйством	Сельскохозяйственная нагрузка прилегающих районов	Прочая нагрузка
01-05	9,4МВА/0,842	1,37МВА/0,892	1,28МВА/0,9	1,17МВА/0,892	2,12МВА/0,792	0,062МВА/0,942	6920	128	80 коп.	±5%
06-10	8,4МВА/0,832	1,22МВА/0,882	1,27МВА/0,932	1,18МВА/0,882	2,13МВА/0,782	0,162МВА/0,932	7630	132	120 коп.	±5%
11-15	7,2МВА/0,842	1,32МВА/0,872	1,29МВА/0,922	1,19МВА/0,872	2,14МВА/0,772	1,062МВА/0,922	8720	142	130 коп.	±5%
16-20	8,2МВА/0,852	1,26МВА/0,862	1,37МВА/0,912	1,2МВА/0,862	2,15МВА/0,762	0,546МВА/0,912	6990	152	90 коп.	±5%
21-25	9,3МВА/0,862	1,29МВА/0,852	1,67МВА/0,942	1,16МВА/0,852	2,16МВА/0,752	0,066МВА/0,902	6985	163	180 коп.	±5%
26-30	9,6МВА/0,872	1,28МВА/0,842	1,17МВА/0,952	1,15МВА/0,842	2,17МВА/0,742	0,064МВА/0,842	7890	172	88 коп.	±5%
31-35	8,3МВА/0,882	1,35МВА/0,882	1,21МВА/0,962	1,14МВА/0,832	2,18МВА/0,732	0,065МВА/0,852	8760	186	93 коп.	±5%
36-40	7,4МВА/0,832	1,36МВА/0,872	1,22МВА/0,972	1,13МВА/0,822	2,19МВА/0,722	0,543МВА/0,808	6920	192	82 коп.	±5%
41-45	8,6МВА/0,842	1,38МВА/0,892	1,23МВА/0,982	1,12МВА/0,812	2,2МВА/0,712	0,564МВА/0,946	7630	127	85 коп.	±5%
46-50	9,8МВА/0,852	1,42МВА/0,862	1,24МВА/0,912	1,11МВА/0,792	2,12МВА/0,823	0,021МВА/0,943	6920	132	88 коп.	±5%
51-55	6,4МВА/0,822	1,5МВА/0,852	1,25МВА/0,822	1,1МВА/0,891	2,11МВА/0,565	0,077МВА/0,944	6920	142	84 коп.	±5%
56-60	9,1МВА/0,862	1,37МВА/0,842	1,27МВА/0,842	1,23МВА/0,876	2,1МВА/0,732	0,078МВА/0,945	6920	156	98 коп.	±5%
61-65	8,5МВА/0,872	1,42МВА/0,882	1,32МВА/0,932	1,21МВА/0,856	2,67МВА/0,757	0,542МВА/0,946	8240	163	134 коп.	±5%
66-70	6,9МВА/0,882	1,39МВА/0,872	1,31МВА/0,952	1,22МВА/0,878	2,8МВА/0,743	0,788МВА/0,947	6920	172	156 коп.	±5%
71-75	8,7МВА/0,892	1,29МВА/0,862	1,32МВА/0,92	1,56МВА/0,898	2,21МВА/0,775	1,045МВА/0,948	8200	182	120 коп.	±5%
76-80	6,1МВА/0,842	1,25МВА/0,852	1,33МВА/0,911	1,23МВА/0,823	2,43МВА/0,733	0,078МВА/0,949	6920	123	80 коп.	±5%
81-85	6,2МВА/0,852	1,28МВА/0,852	1,28МВА/0,935	1,17МВА/0,824	2,45МВА/0,789	0,053МВА/0,95	8760	128	86 коп.	±5%
86-90	9,5МВА/0,872	1,34МВА/0,882	1,25МВА/0,842	1,18МВА/0,836	2,75МВА/0,706	0,086МВА/0,964	6920	124	88 коп.	±5%
91-95	8,8МВА/0,882	1,33МВА/0,892	1,23МВА/0,942	1,19МВА/0,845	2,78МВА/0,787	0,083МВА/0,967	6920	126	89 коп.	±5%
96-00	9,9МВА/0,89	1,38МВА/0,893	1,22МВА/0,942	1,17МВА/0,876	2,16МВА/0,776	0,034МВА/0,968	8760	120	90 коп.	±5%

Примечание. tg рассчитывается студентами самостоятельно.

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ К РЕШЕНИЮ ЗАДАЧИ

1.Определение ожидаемой суммарной расчетной нагрузки

Суммарная расчетная активная мощность в МВА определяется сложением отдельных нагрузок с учетом коэффициента разновременности максимума Краз, который может быть принят равным 0,85 0,9.

, (1.1)

где n - количество нагрузок, подключенных к данному узлу.

Расчетная реактивная мощность может быть определена по формуле, МВА:

. (1.2)

Суммарная расчетная мощность, МВА:

. (1.3)

2.ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЧИСЛА И МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ ГПП, ОБОСНОВАНИЕ СХЕМЫ ВНЕШНЕГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

Число трансформаторов на ГПП обычно связывается с необходимым числом источников питания для данного потребителя, а оно, как известно, определяется категорией надёжности. Согласно исходным данным, из выше приведенного перечня электрических нагрузок следует, что большая их часть может быть отнесена ко 2 категории. Поэтому следует применять к установке на ГПП два трансформатора напряжением 110/10 кВ. Мощность трансформаторов выбирается по номенклатуре выпускаемых промышленностью [1, 5] так, чтобы в нормальном режиме их коэффициенты загрузки Кз были в пределах 0,7 0,75, а в аварийном режиме не превышали бы 1,3 1,4 (Приложение 3).

Например: SP = 7,5 МВА. Определим мощность трансформаторов с Кз = 0,7:

5,36 МВА,

где NT - количество трансформаторов.

Выбираем ближайшее стандартное значение номинальной мощности трансформатора 6,3 МВА. Далее проверяем коэффициент загрузки трансформатора в аварийном режиме, когда в работе остается один трансформатор:

,

т.к. Кз = 1,2 (1,3 1,4), трансформатор выбран верно.

ГПП (в отличие от районных подстанций) не рекомендуется превращать в сложный узел приема и распределения электроэнергии. Поэтому можно построить простейшую схему электрических соединений (с минимальным числом выключателей на одно присоединение) - схему «мостика» (рис.1), причем при большой длине питающих линий перемычка предусматривается на стороне трансформатора, а при необходимости частых переключений трансформаторов ГПП - на стороне линий. Если мощность трансформатора не превышает 25 МВА - можно применить схему без выключателей на напряжение 110 кВ, используя короткозамыкатели и отделители (рис.2), что существенно снижает капитальные вложения в ГПП, при некотором снижении уровня надежности.

Рис.1. Схема «мостика» Рис.2. Схема ГПП

с короткозамыкателями и отделителями

Число отходящих от ГПП фидеров 10 кВ ориентировочно может быть определено исходя из того, что мощность одного фидера принимается равным

2,5 3 МВА.

Схему электрических соединений ГПП рекомендуется вычертить на миллиметровой бумаге и приложить в конце расчетно-пояснительной записки.

Провода питающих ЛЭП - 110 кВ следует принять сталеалюминевыми, марки АС. Сечение выбирается исходя из технических и экономических условий. Так как по экономическому условию оно всегда будет большим, можно исходить из экономической плотности jэ [2,3]. Тогда

, (2.1)

где - расчетный ток нормального режима, А.

Полученное сечение округляем до ближайшего стандартного. Осталось проверить выбранное сечение S по длительно допустимому току для аварийной ситуации, когда по одной ЛЭП будет протекать расчетный ток всей ГПП:

(2.2)

Таблица длительно допустимых токов для стандартных сечений приведена в [2,3]. Если окажется, что сечение провода (SАВ) больше выбранного ранее Sэ, следует принять S = SАВ.

Наконец, если окажется, что выбранное стандартное сечение меньше 70мм2, его следует принять равным 70 мм2, т.к. согласно ПУЭ [2] по условиям потерь электрической энергии на корону диаметр провода должен быть не менее 11,4 мм, что соответствует сечению 70 мм2.

3.Электрический расчет электропередачи 110 кВ

Схему замещения ЛЭП рекомендуется принять П - образной, трансформатора Г - образной. Таким образом, схема замещения электропередачи получит вид, представленный на рис. 3.

Рис. 3. Схема замещения ЛЭП и трансформатора

Здесь: rл, xл - активное и индуктивное сопротивление линии, Ом;

rт, xт - активное и индуктивное сопротивление трансформатора, Ом;

Gт, Bт -активная и индуктивная проводимость трансформатора, См;

Вл - емкостная проводимость линии, См;

SГПП - мощность на шинах 10 кВ, МВА.

Активное сопротивление двухцепной линии, Ом:

, (3.1)

где r0 - активное сопротивление одного километра линии, Ом/км;

- длина линии, км.

Индуктивное сопротивление двухцепной линии, Ом:

, (3.2)

где 0 - индуктивное сопротивление одного километра двухцепной линии, Ом/км. Для инженерных расчетов можно принять 0=0,4 Ом/км.

Емкостная проводимость двухцепной линии, См:

, (3.3)

где В0 - емкостная проводимость одного километра линии, См/км (выбирается из приложения 2 [3] в зависимости от расположения проводов и расстояния между ними). Можно принять, что провода расположены горизонтально, тогда среднее геометрическое расстояние между ними при U=110 кВ равно 40 м. Сопротивления трансформаторов определяются по формулам, Ом:

; (3.4)

, (3.5)

где Рм - потери мощности при коротком замыкании, кВт (потери активной мощности в меди);

Uк - напряжение короткого замыкания трансформатора, %;

Sн - номинальная мощность трансформатора, кВА;

Uн - номинальное напряжение основного вывода трансформатора, кВ.

Проводимости трансформаторов, См:

; (3.6)

, (3.7)

где Рст - потери активной мощности в стали трансформатора, приближенно равные потерям мощности при холостом ходе, кВт;

I0 - ток холостого хода, %.

Величины Рм, Рст, Uк, I0, Sн, Uн выбираются из каталожных данных трансформатора ([3, 5], приложение 3).

Зарядная емкостная мощность двухцепной линии, Мвар:

. (3.8)

Согласно принятой П-образной схеме замещения половина емкостной мощности 0,5Qc генерируется в начале линии и половина - в конце.

Определение мощностей на участках следует проводить в комплексной форме.

1) Определить потери мощности в трансформаторах.

Потери мощности имеют место в обмотках и проводимостях трансформаторов, которые для ГПП можно определить по формуле, МВА:

. (3.9)

Потери мощности в проводимостях трансформаторов, МВА:

, (3.10)

где m - число трансформаторов ГПП;

Q - потери реактивной мощности в стали трансформатора, Мвар:

, (3.11)

где Sн - номинальная мощность трансформатора, МВ А.

Определение мощности в начале линии электропередачи начинаем со стороны ГПП.

2) Определить мощность в начале расчетного звена трансформаторов Sн.тр. Для этого к потерям мощности в обмотках трансформаторов Sоб необходимо прибавить мощность на шинах 10 кВ ГПП, МВА:

. (3.12)

3) Определить мощность Sп.тр, подводимую к трансформаторам.

Для этого к мощности в начале расчетного звена трансформаторов Sн.тр прибавить мощности потери в проводимостях трансформаторов, МВА:

. (3.13)

4) Определить мощность в конце линии передачи Sкл (в конце звена).

Для этого алгебраически сложить мощность, подводимую к трансформаторам, с половиной зарядной мощности линии, МВА:

. (3.14)

5) Определить потери мощности в сопротивлениях линии, МВА:

. (3.15)

6) Определить мощность в начале линии Sнл (в начале звена).

Для этого суммировать мощность в конце звена с потерями мощности в линии, и прибавить половину зарядной мощности ЛЭП, МВА:

. (3.16)

4.ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАПРЯЖЕНИЙ И ОТКЛОНЕНИЙ НАПРЯЖЕНИЙ

В начале определим напряжение в центре питания, т.е. на шинах районной подстанции Uцп в режиме максимальной нагрузки, кВ:

, (4.1)

где Umax - отклонение напряжения, которое указывается в задании;

Uн - номинальное напряжение 110 кВ.

Тогда напряжение в конце ЛЭП определится по формуле, кВ:

, (4.2)

где ;

Рнл - активная мощность в начале ЛЭП, кВт;

Qнл - реактивная мощность в начале ЛЭП, МВар.

Потеря напряжения в линии составит, %:

(4.3)

Отклонение напряжения в конце ЛЭП, %:

(4.4)

Напряжение на шинах вторичного напряжения трансформатора, приведенное к первичному, будет, кВ:

, (4.5)

где UТ - потеря напряжения в трансформаторе, определяется по формуле, аналогичной потере напряжения в ЛЭП, кВ:

, (4,6)

где Рн.тр, Qн.тр - соответственно активная и реактивная мощность в начале расчетного звена трансформатора, кВт; Мвар.

Потеря напряжения в трансформаторе составит, %:

(4.7)

Отклонение напряжения на шинах вторичного напряжения трансформатора определяется по формуле:

, (4.8)

где UТ - «добавка» напряжения трансформатора.

Для трансформаторов с высшим напряжением 110 кВ и выше, UТ определяется следующими цифрами:

Ответвление +16% UТ = 5 %;

Ответвление 0% UТ = 10 %;

Ответвление 16% UТ = 16 %.

Все расчеты по формулам (4.1) - (4.7) повторить для режима минимальной нагрузки, которую можно принять равной 30 50 % от расчетной (максимальной) нагрузки, подставляя в них вместо Umax; Umin.

5.ПОСТРОЕНИЕ ДИАГРАММЫ ОТКЛОНЕНИЙ НАПРЯЖЕНИЯ

Полученные выше данные позволяют построить диаграмму отклонений напряжений и решить вопрос об их допустимости или недопустимости в соответствии с ГОСТ 13109-97 на качество электрической энергии. Согласно этому стандарту для сетей 6-10 кВ и выше максимальные отклонения напряжения не должны превышать 10 %. В сетях до 1 кВ - 5 %.

Примерный характер диаграммы для максимальной и минимальной нагрузки приведен на рис. 4.

Рис. 4. Диаграмма отклонений напряжений

Строится диаграмма следующим образом. По вертикальной оси «А» откладываем в определенном масштабе значение Uцп для максимальной нагрузки, например -3 %, получаем на оси «А» точку а.

Затем по той же оси откладываем значение потери напряжения в ЛЭП U1, %, допустим 7 %, от точки а вниз, сносим её на ось «В» и получаем точку b. Затем от точки b вверх отложим добавку напряжения трансформатора UТ, которая определяется положением переключателя ответвлений. Так, если ответвление соответствует нулевому, UТ = 10 %, то по оси «В» от точки b откладывает отрезок bс, соответствующий 10 %, и получаем точку с.

Наконец, по той же оси вниз откладываем значения потери напряжения в трансформаторе UТ, допустим UТ = 5 %, сносим её на ось «С» и получаем точку d.

Соединив точки a, b, c и d прямыми линиями, получаем картину изменений отклонений напряжения от центра питания до шин вторичного напряжения ГПП в режиме максимальной нагрузки.

Аналогичным образом производится построение ломаной линии, соответствующей режиму минимальной нагрузки. Зона допустимых отклонений напряжения (10 %) на рис.4 показана заштрихованной.

Если отклонения U2 выйдут за пределы указанной зоны, надо переключить ответвление в другое положение, при котором «добавка» трансформатора изменится в нужную сторону.

В заключение заметим, что современные трансформаторы напряжением 110 кВ и выше снабжаются автоматическим регулятором напряжения под нагрузкой. В этом случае, в зависимости от принятого закона регулирования можно добиваться либо стабилизации напряжения (U2 = const), либо изменять его в зависимости от значения рабочего тока, т.е. реализовать закон встречного регулирования напряжения (повышать уставку напряжения при большом токе и снижать при малом).

6.ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Потери электроэнергии в различных элементах сети пропорциональны квадратам токов (или мощностей), протекающих через эти элементы, и сопротивлениям элементов.

В линии, выполненной проводами одинакового сечения по всей длине, потери электроэнергии, кВтч:

нагрузка напряжение электроэнергия трансформатор

(6.1)

где r0 - активное сопротивление провода, Ом/км;

Uн - номинальное напряжение линии, кВ;

Sp - расчетная мощность, кВА;

l - длина ЛЭП, км;

- время максимальных потерь, ч.

Время потерь можно определить лишь приближенно. Существует несколько способов аналитического определения . Для определения можно использовать формулу:

(6.2)

Потери электроэнергии в трансформаторах ГПП, кВтч:

(6.3)

где Рм.н - потери активной мощности в обмотках трансформатора при номинальной нагрузке (потери короткого замыкания), кВт;

Рст - потери активной мощности в стали трансформатора (потери холостого хода), кВт;

Sн - номинальная мощность трансформатора, кВА;

Sр - максимальная расчетная мощность, преобразуемая трансформаторами подстанции, кВА;

m - число трансформаторов на подстанции;

t - время, в течение которого трансформатор находится под напряжением, ч (принять в расчетах t = 8760 ч),

Полные потери электрической энергии составят, кВтч:

. (6.4)

7.РАСЧЕТ ТОКОВ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ

Для принятой схемы электропередачи произведем расчет 3­фазного тока короткого замыкания (ТКЗ). Это необходимо для обоснованного выбора аппаратуры, а также кабелей 10 кВ.

В высоковольтных сетях индуктивное сопротивление всегда существенно больше активного (x r), поэтому схему замещения проектируемой электропередачи можно представить в следующем виде, представленном на рис 5,а.

После её преобразования до т. К1 (рис.5,б) имеем:

Для т. К2 (рис.5, в) имеем:

.



а) б) в)

Рис.5. Схема замещения для расчета

Для такой простой схемы расчет целесообразно произвести в именованных единицах. Тогда для т. К1 последовательность расчета будет такой:

Сопротивление воздушной ЛЭП, Ом:

, (7.1)

где 0 - удельное сопротивление одного километра воздушной ЛЭП-110 (можно принять 0 = 0,4 Ом/км);

l - длина линии, км.

Результирующее сопротивление, Ом:

(7.2)

Периодическая составляющая тока короткого замыкания для т. К1, кА:

(7.3)

Амплитуда ударного тока: кА.

Для т. К2 (напряжение 10 кВ) необходимо, прежде всего, привести сопротивление ЛЭП-110 кВ к коэффициенту напряжения 110 кВ по формуле, Ом:

(7.4)

где U10 и U110 - среднее номинальное напряжение ступени.

Результирующее сопротивление равно, Ом:

, (7.5)

где сопротивление трансформатора определяется по формуле, Ом:

(7.6)

Периодическая составляющая тока короткого замыкания в т. К2 определится по формуле, кА:

(7.7)

Амплитуда ударного тока: кА. (7.8)

8. ВЫБОР И ПРОВЕРКА АППАРАТУРЫ НА ТЕРМИЧЕСКУЮ И ЭЛЕКТРОДИНАМИЧЕСКУЮ УСТОЙЧИВОСТЬ

Выбор и проверка по условиям ТКЗ выключателей, а также разъединителей и короткозамыкателей производят на основании сравнения каталожных данных аппарата с расчетными.

Выключатели выбирают по номинальном значениям напряжения и тока, роду установки и условиям работы, конструктивному выполнению и коммутационной способности. Выбранные выключатели проверяют на стойкость при сквозных токах КЗ и по параметрам восстановления напряжения.

Отключающую способность выключателей проверяют с учетом периодической (Iк.з) составляющей ТКЗ в момент размыкания дугогасящих контактов, соответствующей времени t отключения выключателя:

; (8.1)

, (8.2)

где Iн.откл - номинальный ток отключения выключателя, кА;

норм - нормированное относительное значение апериодической составляющей тока отключения, определяемое по кривым зависимости норм=f(t) [2]. Если условие (8.2) не выполняется, то можно применить условие, учитывающее обе составляющие ТКЗ:

. (8.3)

Для выключателей ускоренного действия (типа ВМПЭ-10) и небыстродействующих (типа ВМГ-10), для которых собственное время отключения более 0,08 с, значение норм0,2 и в расчетах принимается норм =0. Поэтому апериодическую составляющую можно не учитывать при проверке отключающей способности таких выключателей. Тогда:

. (8.4)

Для выключателей сверхбыстродействующих (типа МКП-110М) и быстродействующих (типа ВЭМ-10) собственное время отключения составляет 0,04 0,05 с и соответственно норм = 0,4 и норм = 0,3. При проверке отключающей способности таких выключателей необходимо учитывать апериодическую составляющую.

Высоковольтные выключатели проверяются также на термическую и динамическую стойкость ТКЗ, для чего должны быть выполнены условия:

; (8.5)

; (8.6)

, (8.7)

где IT, tT - нормированные ток и время термической стойкости аппарата;

iу, iдин - ударный ток и амплитудный ток динамической стойкости аппарата;

Iп.ном - нормированное начальное значение периодической составляющей.

В - тепловой импульс ТКЗ с учетом периодической и апериодической составляющих ТКЗ, определяемых моментом времени tпр (приведенное время) действия ТКЗ и постоянной времени затухания Та. Для высоковольтных распределительных сетей промышленных предприятий Та 0,66 tпр. В этом случае:

. (8.8)

Если для указанных сетей Та не превышает 0,03 0,035, то её значением, учитывающим влияние апериодической составляющей на тепловой импульс ТКЗ, можно пренебречь. Тогда

. (8.9)

Приведенное время определяется составляющими времени периодической и апериодической составляющих ТКЗ:

. (8.10)

Величину tпр.п при действительном времени (суммарное время действия защиты и выключающей аппаратуры) t 5 с находят по кривым зависимости tпр.п= f('') [1,2], где '' - отношение начального сверхпереходного ТКЗ к установившемуся ТКЗ.

При t 5 с tпр.п= tпр.5+ (t - 5), где tпр.5 - приведенное время для t = 5 c. Приведенное время апериодической составляющей tпр.а = (0,005'')2.

При t < 1 с величину tпр.а не учитывают.

При проверке выключателей на термическую стойкость по среднеквадратичному току Iск при tпр< tТ на основании (8.9):

(8.11)

при tпр > tТ: . (8.12)

Результаты выбора и проверки рекомендуется привести в табл. 2.

Таблица 2

№	Расчетные данные	Каталожные данные	Условия проверки
1	Uраб	Uн	UрабUн
2	Ip	Iн	IpIн
3	iy	iд
4	Iк.з	Iоткл
5
6		Sоткл	Sк.з Sоткл

Разъединители и отделители выбирают по конструктивному выполнению, роду установки (внутренняя, наружная) и номинальным характеристикам: напряжению, длительному току, стойкости при токах КЗ. Короткозамыкатели характеризуются также номинальными токами включения. Для выбора и проверки можно также использовать таблицу 2, за исключением пунктов 4 и 5, для аппаратов, не предназначенных для отключения ТКЗ, например разъединителей.

9.Определение годовых эксплуатационных РАСХОДОВ И СЕБЕСТОИМОСТИ ПЕРЕДАЧИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

Годовые эксплуатационные расходы состоят из трех слагаемых:

? стоимость потерь электроэнергии в электрических сетях;

? отчисление на амортизацию оборудования сети;

? расходы на текущий ремонт и обслуживание сети.

Годовые эксплуатационные расходы, тыс. руб:

, (9.1)

где - стоимость электроэнергии, руб/кВтч;

Рак, Ррк - амортизационные отчисления и отчисления на текущий ремонт и обслуживание в к-том элементе сети, %;

Кк - капиталовложения в рассматриваемый элемент, тыс.руб.

Значения амортизационных отчислений, отчисления на текущий ремонт и обслуживание различны для различных элементов сети (определять по приложению 1). Эти отчисления определяются от капиталовложений в соответствующие элементы сети (в данном случае ограничимся ЛЭП и трансформаторными подстанциями).

Капиталовложения определяются по укрупненным показателям стоимости элементов электроснабжения. Ориентировочные значения некоторых укрупненных показателей приведены в настоящих методических указаниях (приложение 2, 3, 4).

Полные затраты на электропередачу составят:

, (9.2)

где С - годовые эксплуатационные расходы (годовые издержки производства) при рассматриваемом варианте, тыс.руб;

К - капиталовложения при рассматриваемом варианте, тыс.руб;

Рн - нормативный коэффициент эффективности, который для расчетов в области энергетики следует принять равным 0,12 [1].

Себестоимость передачи электроэнергии:

, (9.3)

где Рр - расчетная мощность железнодорожного узла, МВА;

Тм - продолжительность максимума нагрузки, ч.

10.ВОПРОСЫ ДЛЯ САМОПРОВЕРКИ (при подготовке к защите курсовой работы)

1. Какие сети относятся к распределительным сетям?

2. Перечислить особенности расчета распределительных сетей.

3. Привести схему замещения распределительной сети.

4. Какие сети относятся к питающим?

5. Привести схему замещения питающей сети.

6. Какой физический смысл числа часов использования максимума электрических нагрузок и времени потерь?

7. Какие электроприемники относятся к потребителям первой и второй категории надёжности?

8. Какие расходы относятся к эксплуатационным расходам?

9. Какой экономический критерий при сравнении нескольких вариантов построения электрической сети?

10. Как определить потери мощности и электроэнергии в линии?

11. Как определить себестоимость передачи электроэнергии?

12. От каких параметров зависит потеря напряжения в линии?

13. Как определяется экономическое сечение проводов?

14. Как определяется допустимая величина отклонения напряжения на зажимах электроприемников?

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Федоров А.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 368 с.

2. Правила устройства установок ПУЭ. 6-е, 7-е издание. - СПб. : Деан, 2001. - 942 с.

3. Караев Р.И., Волобринский С.Д. Электрические сети и энергосистемы. - М.: Транспорт, 1988. - 312 с.

4. Князевский Б.А., Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий. - М.: ВШ, 1986. - 400 с.

5. Справочник по проектированию электроснабжения /Под ред.Ю.Г. Барыбина. - М.: Энергоатомиздат, 1990.-- 576 с.

ПРИЛОЖЕНИЯ

1. Отчисления на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание элементов электрической сети в процентах от капиталовложений

Наименование элемента сети	Отчисления, %
	Амортизация	Текущий ремонт	Всего
Воздушные линии напряжением до 20 кВ на деревянных опорах с железобетонными приставками	5,3	1,0	6,3
Воздушные ЛЭП напряжением 110кВ на железобетонных опорах	2,8	0,8	3,6
Подстанции	6,3	3	9,3

2. Основные технические характеристики трансформаторов 110 кВ

Тип	Номинальная мощность, МВА	Потери, кВт	Ток ХХ Iхх ,%	Напряжение КЗ uк ,%
		ХХ	КЗ
ТМН-2500/110	2,5	5,5	22	1,5	10,5
ТМН-6300/110	6,3	10	44	1	10,5
ТДН-10000/110	10	14	58	0,9	10,5
ТДН-16000/110	16	18	85	0,7	10,5
ТРДН-25000/110	25	25	120	0,65	10,5
ТРДН-40000/110	40	34	170	0,55	10,5
ТРДН-65000/110	63	50,5	245	0,5	10,5
ТРДН-80000/110	80	58	310	0,45	10,5

3. Ориентировочная стоимость ГПП напряжением 110 кВ

Мощность, МВА	2?6,3	2?10	2?16	2?25	2?40
Стоимость, тыс. руб	160	194	218	276	326

4. Ориентировочная стоимость 1 км 2х цепной ЛЭП на железобетонных опорах

Сечение провода АС, мм2	70	95	120	150	185
Стоимость, тыс.руб/км	13,5	13,9	14,3	14,9	15,5
5. Выключатели внутренней установки	Тип привода	13	Встроенный электромагнитный	Встроенный пружинный
	Собственное время выключателя с приводом, с	отклю-чения	12	0,055	0,055	0,055	0,055	0,055	0,055	0,055	0,055	0,06	0,05	0,06	0,06	0,06	0,06	0,05		0,05
		вклю-чения	11	0,3	0,3	0,3	0,3	0,3	0,3	0,3	0,3	0,075	0,075	0,075	0,075	0,075	0,075	0,08		0,08
	Номи-наль-ный ток от-ключе-ния, кА	10	20	20	20	31,5	31,5	31,5	31,5	31,5	20	20	20	31,5	31,5	31,5	40	40	40
	Время протекания тока термической стойкости, с	9	3	3	3	3	3	3	3	3	4	4	4	4	4	4
	Преде-льный ток терми-ческой стойко-сти, кА	8	20	20	20	31,5	31,5	31,5	31,5	31,5	20	20	20	31,5	31,5	31,5
	Предельный сквозной ток, кА	ампли-тудное значение	7	52	52	52	80	80	80	80	80	51	51	51	80	80	80	100	100	100
		действующее значение периодической со-ставляющей	6	20	20	20	31,5	31,5	31,5	31,5	31,5	20	20	20	31,5	31,5	31,5	40	40	40
	Номи-нальный ток, А	5	630	1000	1600	630	1000	1600	2000	3150	1250	1600	2500	1250	1600	2500	1600	2500	2150
	Наиболь-шее рабочее напряжение, кВ	4	12	12	12	12	12	12	12	12	12	12	12	12	12	12	12	12	12
	Номи-нальное напря-жение, кВ	3	10	10	10	10	10	10	10	10	10	10	10	10	10	10	10	10	10
	Конструктивное исполнение	2	Вакуумные	С электро-магнитным гашением дуги
	Тип	1	ВВЭ-10-20/630УЗ	ВВЭ-10-20/1000УЗ	ВВЭ-10-20/1600УЗ	ВВЭ-10-31,5/630УЗ	ВВЭ-10-31,5/1000УЗ	ВВЭ-10-31,5/1600УЗ	ВВЭ-10-31,5/2000УЗ	ВВЭ-10-31,5/3150УЗ	ВЭ-10-1250-20УЗ	ВЭ-10-1600-20УЗ	ВЭ-10-2500-20УЗ	ВЭ-10-1250-31,5УЗ	ВЭ-10-1600-31,5УЗ	ВЭ-10-2500-31,5УЗ	ВЭ-10-1600-40УЗ	ВЭ-10-2500-40УЗ	ВЭ-10-3150-40УЗ
Продолжение приложения 5	13	Встроенный электромагнитный	ПЭ-21У3	Встроенный пружинный	Встроенный электромагнитный	Примечание. 1.Существуют выключатели типа ВК и ВКЭ с предельными токами 31,5кА. 2. Буква Э (после напряжения) означает - со встроенным электромагнитным приводом.
	12	0,05	0,05	0,25	0,5	0,15	0,15	0,15	0,15	0,05	0,05	0,05	0,07	0,07	0,07
	11	0,25	0,25	0,075	0,075	0,4	0,4	0,4	0,4	0,07	0,07	0,07	0,3	0,3	0,3
	10	20	20	40	40				58	20	20	20	20	20	20
	9	4	4	4	4	4	4	4	4	4	4	4	4	4	4
	8	20	20	20	31,5	45	45	45	64	20	20	20	20	20	20
	7	52	52	52	80	120	120	120	170	52	52	52	52	52	52
	6	20	20	20	31,5	45	45	45	64	20	20	20	20	20	20
	5	1000	1250	630	630	3150	4000	5000	5000	630	1000	1600	630	1000	1600
	4	12	12	12	12	12	12	12	12	12	12	12	12	12	12
	3	10	10	10	10	10	10	10	10	10	10	10	10	10	10
	2	Электромагнит-ные		Генераторные горшковые	Масляные колонковые, для КРУ
	1	ВЭМ-10Э-1000-20УЗ	ВЭМ-10Э-1250-20УЗ	ВМПЭ-10-630-20У2	ВМПЭ-10-630-31,5У2	МГГ-10-3150-45У3	МГГ-10-4000-45У3	МГГ-10-5000-45У3	МГГ-10-5000-63У3	ВК-10-630-20УЗ	ВК-10-1000-20УЗ	ВК-10-1600-20УЗ	ВКЭ-10-20/630УЗ	ВКЭ-10-20/1000УЗ	ВКЭ-10-20/1600УЗ

6. Выключатели трехполюсные внутренней и наружной установки (воздушные)	Собственное время выключателя, не более, с	полное время отключения	0,06	0,08	0,07	0,07	0,06	Примечание. В обозначении выключателей: В - (первая) выключатель; В - (вторая) воздушные; Г - генераторные; Э - электротермические; У - усиленные по скорости восстанавливающего напряжения; М - малогабаритный; К - крупномодульный; Д - с повышенным давлением; Б - после напряжения - категория изоляции по стандартам; У1, ХЛ1 - условия эксплуатации и категория размещения по стандартам.
		отключения	0,04	0,06	0,05	0,05	0,045
		включения	0,2	0,2	0,15	0,15
	Время протекания тока термической стойкости, с	3	3	3	3	3
	Предельный ток термической стойкости, кА	26	40	40	40	56
	Предельный сквозной ток КЗ, кА	начальное действующее значение периодической составляющей	26	40	40	40	50
		наибольший пик (ток электродинамической стойкости)	67	102	102	102	128
	Ток включения, кА	начальное действующее значение периодической составляющей	26	40	35	35	50
		наибольший пик	67	102	97	90	128
	Номинальный ток, А	1600	2000	2000	2000	3150
	Номинальный ток отключения, кА	16	40	31,5	31,5	50
	Наибольшее рабочее напряжение, кВ	126	126	126	126	126
	Номинальное напряжение, кВ	110	110	110	110	110
	Тип	ВВЭ-110Б-16/1600У1	ВВУ-110Б-40/2000У1	ВВБМ-110Б-31,5/2000У1	ВВБМ-110Б-31,5/2000ХЛ1	ВВБК-110Б-50/3150У1

7. Разъединители внутренней установки в однополюсном исполнении

Тип	Номинальное напряжение, кВ	Наибольшее напряжение, кВ	Номинальный ток, А	Стойкость при сквозных токах КЗ, кА	Время протекания наибольшего тока термической стойкости, с
				амплитуда предельного сквозного тока	предельный ток термической стойкости	главных ножей	заземля-ющих ножей
РВРЗ-10/2500У3	10	12	2500	125	45	4
РВРЗ-35/2000УХЛ1	10	12	4000	125	45	4

8. Разъединители наружной установки

Тип	Номинальное напряжение, кВ	Наибольшее напряжение, кВ	Номинальный ток, А	Стойкость при сквозных токах КЗ, кА	Время протекания наибольшего тока термической стойкости, с
				амплитуда предельного сквозного тока	предельный ток термической стойкости	главных ножей	заземля-ющих ножей
В трехполюсном исполнениии
РЛНД-10/400У1	10	12	400	25	10	4	1
РЛНД-10/630У1	10	12	630	35,5	12,5	4	1
В однополюсном исполнении
РНД-110/1000У1	110	126	1000	80	31,5	3	1
РНДЗ-110/1000У1	110	126	1000	80	31,5	3	1
РНДЗ-110/2000У1	110	126	2000	100	40	3	1
РНДЗ-110/3150У1	110	126	3150	125	50	3	1

Примечание. В типовом обозначении разъединителей указываются его основные параметры и особенность конструкции: Р - разъединители; В - внутренняя установка; Н - наружная; Л - линейные; Д - разъединитель имеет две опорно-изоляционные колонки. Буква З означает наличие вариантов исполнения - с заземляющими ножами (З присутствует) и без них.

9. Короткозамыкатели наружной установки (однополюсное исполнение)

Тип	Номинальное напряжение, кВ	Наибольшее рабочее напряжение, кВ	Амплитуда предельного сквозного тока, кА	Начальное действующее значение периодической составляющей, кА	Предельный ток термической стойкости, кА	Время протекания предельного тока тер-мической стойкости, с
КЗ-110УХЛ1	110	126	51	12,5	12,5	3
КЗ-110Б-У1	110	126	32	12,5	12,5	3

Примечание. В типе К, КЗ - короткозамыкатель; Р - рубящего типа; Н - наружной установки; 110 - номинальное напряжение; Б - усиленное исполнение; У1, УХЛ1 - климатическое исполнение и категория размещения.

10. Отделители наружной установки

Тип	Номинальное напряжение, кВ	Номинальный ток, А	Время протекания наибольшего тока термической стойкости,с	Предельный ток термической стойкости, кА	Амплитуда предельного сквозного тока, кА
				главных ножей	заземля-ющих ножей	главных ножей	заземля-ющих ножей
ОДЗ-110/1000УХЛ1	110	1000	3	31,5		80
ОД-110Б/1000У1	110	1000	3	31,5		80

Примечание. В типе О - отделитель; Д - двухколонковый; Б (после напряжения) - категория изоляции (усиленное исполнение).

Размещено на Allbest.ru