Проект районной электрической сети

Размещено на http://www.allbest.ru

61

1. Введение

Электроэнергетическая система - это объединение электрических станций, электрических сетей и электрических нагрузок. Районные энергосистемы образуются на территории какого-либо района - области, края, автономии и т.п и посредством межсистемных связей образуют объединенные энергетические системы (ОЭС), которые, в свою очередь образуют Единую энергосистему России (ЕЭС России).

Электрические сети являются техническим устройством, предназначенным для передачи электроэнергии от электрических станций к потребителям и распределения ее между потребителями.

Электрические сети состоят из передающих элементов - линии электропередачи и преобразующих элементов - трансформаторов и дополнительных устройств, обеспечивающих защиту и регулирования режимов работы электрической сети.

Энергоснабжение - это обеспечение потребителей электрической энергии. электрический сеть трансформатор мощность

ЛЭП высокого напряжения предназначены для передачи электрической энергии в больших количествах и на большие расстояния. ЛЭП низкого напряжения - для распределения электрической энергии между потребителями.

Трансформаторы и дополнительные устройства электрических сетей устанавливаются на подстанции, где есть распределительные устройства (РУ), обеспечивающие соединения и переключения элементов сети. Функции распределения электроэнергии выполняют распределительные пункты (РП), которые, в отличии от подстанции, не имеют силовых трансформаторов.

Энергоснабжение считается надежным, если в случаи аварийного повреждении элементов электрической сети питание восстанавливается в течении времени, необходимо для производства ручных переключений без выполнения ремонта поврежденного элемента. Бесперебойным считают энергоснабжением, при котором в случае аварийных повреждений питание электроприемника не прерывается или перерыв в подаче электроэнергии на время работы автоматических устройств (1…3 сек.)

Электроприемники - это аппарат, агрегат, и др, предназначенный для преобразования электрической энегии в другой вид энергии

Все электроприемника по степени надежности делятся на три категории:

1) Первая категория - электроприемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей и угрозу для безопасности государства, значительный материальный ущерб и т.д, поэтому питание такой категории должно осуществляться не менее чем от двух независимых источников. Перерыв в подачи энергоснабжения на время повторного подключения аварийного энергоснабжения.

2) Вторая категория - электроприемники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, простоя рабочих, механизмов и транспорта, нарушению нормальной деятельности значительного количества жителей. Поэтому электроприемники должны иметь надежное энергоснабжение и иметь перерыв в подачи энергоснабжения не более двух часов.

3) Третья категория - это все остальные электроприемники, не подпадающие под определения первой и второй категорий. Перерыв в подачи энергоснабжения на время ремонта или замены данного элемента сети, но не более суток.



2. Лист задания

Таблица 1. Исходные данные

№ вар.	Координаты источника питания	Координаты постанции	Расчетная активная нагрузка подстанции на шинах вторичного напряжения	Число использования максимума нагрузок
22	см	См	МВт	часов
	А	В	1	2	3	4
	X	Y	X	Y	x	y	x	y	x	y	x	y	P1	P2	P3	P4	Тм
	0	0	10	0	3	4	5	-3	-3	2	-4	-2	70	80	60	70	3500

Масштаб плана сети 1: 1000000 (1 см - 10 км)

Коэффициент мощности потребителей всех подстанций cosц= 0,9.

Источники питания А и В имеют распределительные устройства с номинальным напряжением 35, 110, 220 кВ.

В режиме минимальных нагрузок величина нагрузки составляет 30% от максимальной заданной в таблице 1.

Вторичное напряжение подстанции потребителей 6-10 кВ.

Потребители электроэнергии имеют 70 % нагрузки 1 и 2 категории, 30% - 3 категории.

Электрическая сеть проектируется для II района России по гололеду и III району по ветру.



3. Разработка схем районной электрической сети района

3.1 Разработка схем электрической сети района

Таблица 2. Данные составленных вариантов соединений подстанций

Узлы	Длина, l	км	Узлы	Длина, l	км
А-1	l1	49,5	3-4	l5	14,6
В-1	l2	82	А-4	l6	44
В-2	l3	58,5	В-3	l7	137
2-3	l4	80	А-3	l8	43

Проанализировав варианты соединения подстанций, можем сделать вывод что самым наихудшими вариантами является 3 и 4 из-за большой протяженности, что уменьшает эффективность и экономичность работы сети.

Таким образом к дальнейшему рассмотрению принимаем варианты схем 1 и 2.



4. Определение предварительного распределения мощностей

Вариант №1.

«Разрежем» схему по источникам питания и получим две независимые схемы.

Определим распределение мощности на участках схемы:

Проверка:

Р₁=+

70= 26,35+43,65 МВт

Проверка:

Р₃+ Р₄+ Р₂= Р_А-4+ Р_В-2

60+70+80=120,28+89,72

210=210

Вариант №2.

Проверка:

Р₃+ Р₄ = Р_А-4+ Р_В-3

60+70=96,27+33,72

130=130

Для тупиковых линий:



5. Выбор номинального напряжения

Для районных энергосетей характерны напряжения 35, 110, 220 кВ. Напряжение 35 кВ применяется для создания центров питания 6-10 кВ преимущественно в сельской местности. Напряжение 110 кВ применяется для снабжения промышленных предприятий, железнодорожного и трубопроводного транспорта, городов. Напряжение 220 кВ используется в распределительных сетях, помимо районных энергосетей.

Для начала определим экономически выгодное напряжение:

l - длина соответствующей линии, км

P - предаваемая мощность, МВт.

Для варианта №1:

Для варианта №2:

Проверим результаты по диаграмме (рис. 1)



Рис.1 Диаграмма выбора номинальных напряжений сети.

Поднимая перпендикуляр от соответвующей точки (величины линии) по оси х и перпендикуляр от соответствующей мощности линии по оси y получаем точку пересечения этих перпендикуляров. Если точка лежит ниже нижней кривой, то выбираем напряжение 35 кВ, если между двумя кривыми то это область 110 кВ, если выше обеих кривых, то 220 КВ. Исходя из данных получилось, большинство точек находилось на уровне 220 кВ, следовательно в обеих вариантах номинальное напряжение U_ном=220 кВ.



6. Выбор сечений и марок проводов

Выбор сечений и марок проводов будем производить пользуясь понятием экономической плотности тока, учитывающей экономические затраты и потери электроэнергии.

Сечение провода:

где I_л - расчетный ток линии, А

д_эк - экономическая плотность тока.

Для максимума использования максимума нагрузок T_max=3001 - 5000 час/год,

д_эк=1,1 А/мм².

Токи в линии:

Вариант №1.

Тогда

Вариант №2.

Тогда

Для выбора марок проводов используем приложение 1.1 и 1.2 методички. Выбор осуществляется по длительно-допустимому току, причем во избежание сечение провода должно быть не менее 70 мм².

Вариант №1

Таблица 3 Выбор сечений и марок проводов для первого варианта

Обозначение линии	А-1	1-В	В-2	2-3	3-4	4-А
Марка провода	АС185/29	АС240/32	АС400/51	АС240/32	АС300/39	АС400/51
Iдоп., А	505	605	835	605	690	835
r0, Ом/км	0,162	0,121	0,075	0,121	0,098	0,075
Х0, Ом/км	0,42	0,42	0,42	0,42	0,42	0,42
b0, Ом/км*10-6	2,7	2,7	2,7	2,7	2,7	2,7

Вариант №2.

Таблица 4 Выбор сечений и марок проводов для второго варианта

Обозначение линии	А-1	В-2	А-4	4-3	3-В
Марка провода	АС185/29	АС185/29	АС400/51	АС600/72	АС185/29
Iдоп., А	505	505	835	1050	505
r0, Ом/км	0,162	0,162	0,075	0,051	0,162
Х0, Ом/км	0,42	0,42	0,42	0,42	0,42
b0, Ом/км*10-6	2,7	2,7	2,7	2,7	2,7

Все выбранные длительно-допустимые токи проверяем по току нагреву после аварийного режима.

Для варианта №1 допустим отключилась линии А-4, тогда

А

Для варианта №2 допустим отключилась А-4, тогда

Таким образом, выбранные провода удовлетворяют условию проверки на нагрев.



7. Определение потерь мощности в линиях

Потери в линии классифицируют на активные и реактивные. Активные потери мощности характеризуются мощностью, которая тратиться на нагрев проводника (преодоления его сопротивления). Реактивные потери образуются из-за создания магнитного поля вокруг проводника.

Потери активной и реактивной мощности в линиях определяются по формулам:

где

- Активное сопротивление линии

- Реактивное сопротивление линии

Для варианта №1

Для варианта №2.

8. Выбор трансформаторов

В соответствии с требованиями надежности электроснабжения потребителей должны применяться двухтрансформаторные подстанции. Мощность каждого трансформатора выбирается из условия:

Где S_м - максимальная нагрузка трансформатора.

Трансформатор выбираем по приложению 1.3 методички.

Таблица 5. Выбор трансформаторов.

Номер подстанции	1	2	3	4
Sтр, МВА	49	56	42	49
Тип трансформатора	ТДЦТН 63000/220
Sн, МВА	63
Uвн, кВ	230
Uнн, кВ	6,6;11;27,5;38,5
Uср, кВ	121
Pх, кВт	45
Pк, кВт	215
Uквн-сн, %	11
Uквн-нн, %	35,7
Uксн-сн, %	21,9
ix, %	0,5
Rтвн, Ом	1,4
Rтнн, Ом	2,8
Rтсн, Ом	1,4
Хтвн, Ом	104
Хтнн, Ом	195,6
Хтсн, Ом	0
Qx, кВар	315



9. Определение потерь мощности в трансформаторах

Активные и реактивные потери в трансформаторах обуславливается затратами мощности на нагрев и создания магнитного поля, а также потерями на намагничивания стали.

Потери мощности определяем по формуле:

где S_н - номинальная мощность подстанции,

S_м - полная мощность подстанции



10. Баланс мощностей в системе

Уравнение баланса активной мощности:

где

0,9 - коэффициент участия в максимуме нагрузки;

;

Для варианта №1.



Для варианта №2.

.

Уравнение баланса реактивной мощности:

Где

При соsц=0,9, tgц=0,488

0,95 - коэффициент одновременности для реактивных нагрузок

;

Зарядная мощность линии варианта №1:

Суммарная реактивная мощность источников питания для варианта №1:

Зарядная мощность линии варианта №2:



Суммарная реактивная мощность источников питания для варианта №2:

Расходная часть баланса реактивной мощности для варианта №1:

Расходная часть баланса реактивной мощности для варианта №5:

.



11. Выбор схем внешних соединений подстанции

Схемы подстанции должны быть надежными, экономичными, простыми, наглядными.

Они должны обеспечивать надежное питание потребителей и надежного транзита мощности через подстанцию в номинальном, ремонтном и послеаварийном режимах.

Выбираем для транзитных подстанций вариантов 1 и 2 схему 5 (рис.2), а для тупиковых подстанций - схему 1 (рис.3). Оперативные переключения линий и трансформаторов будут осуществляться высоковольтными выключателями, установленными на линиях со стороны источника питания.

Рис.2 Сдвоенный мостик с отделителями в цепях трансформатора и дополнительной линией присоединения через два выключателя, применяются для проходных подстанций.



Рис. 3 Два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий, применяются для тупиковых и ответвительных подстанций.



12. Технико-экономическое сравнений вариантов схем электрической сети

Показателем экономической эффективности являются суммарные приведенные затраты:

где

E_н=0,15 - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений;

УК - суммарные единовременные капиталовложения в сооружаемую сеть;

И - эксплуатационные издержки.

Определим капиталовложения во все элементы электрической сети: линии электропередач, трансформаторов, ячеек с выключателями или отделителями.

Капитальные вложения в линии электропередач:

Где Ст_л - стоимость воздушных линий, руб.

Вариант №1.

Вариант №2.

Капитальные вложения в трансформаторы:

Где Ст_тр - стоимость трансформаторов, руб.

n_тр - количество трансформаторов. По требованиям надежности n_тр=2.

Для варианта №1 и №2:

Капитальные затраты на ячейки выключателей:

Где Ст_тр - стоимость РУ и комплектующих, руб.

n_тр - количество РУ.

Для варианта №1.

Для варианта №2.

Постоянная часть затрат для варианта №1 и №2.

Суммарные капитальные затраты в сооружения сети:

Вариант №1.

Вариант №2.

Ежегодные эксплуатационные издержки включают в себя полные готовые отчисления на амортизацию и обслуживание И_а и стоимость потерянной электроэнергии за год И_э.

Отчисления на амортизацию определяем по формуле:

Стоимость потерянной электроэнергии за год:

Где

З'=1,5 руб/кВт*ч - приведенные затраты электроэнергии для возмещения потерь в сетях Южного региона.

Для варианта №1:

Для варианта №2:

Капитальные затраты варианта №1:

.

Капитальные затраты варианта №2:

.

Затраты на первый вариант выше на 17,5 % второго варианта, следовательно для дальнейшей разработки выбираем вариант №2 электрической схемы сети района.



13. Электрический расчет для основных режимов работы сети

Режимом сети называется ее состояние в любой момент времени и характеризируется такими параметрами, как частота, активная и реактивная мощность в элементах сети, напряжение, величиной тока, протекающим по участкам, потерями мощности и падения напряжения в сети.

Задача расчета режимов сети состоит в определении его параметров с целью определения условий, в которой работает эта сеть, а также нахождении эффективных способов снижения потерь электроэнергии, поддержания напряжения подстанции на допустимых пределах.

Для определения состояния сети рассмотрим:

13.1 Режим максимальных нагрузок в зимние сутки, когда возникают потоки мощности, связанные с наибольшим потреблением электроэнергии;

13.2 Режим минимальных нагрузок в летние сутки

13.3 Послеаварийный режим.

13.1 Электрический расчет максимального режима:

Определим реактивную мощность нагрузок:

При принятом cosц=0,9 tgц=0,488

Определим расчетную нагрузку подстанции, для чего приведем нагрузку к шинам высшего напряжения:

Сопротивление линии:

Находим распределение мощностей без учета потерь мощности в линии:

Найдем действительное распределение мощностей с учетом потерь мощности в линиях:

Примем мощности в конце линии l_5:

Потери в в линии l_5:

Мощность в начале линии l_5:

Мощности в конце линии l_6:

Потери в в линии l_6:

Мощность в начале линии l_5:

Мощности в конце линии l_7:

Потери в в линии l_7:



Мощность в начале линии l_7:

В тупиковых линиях:

Мощности в конце линии l_1:

Потери в в линии l_1:

Мощность в начале линии l_1:



Мощности в конце линии l_3:

Потери в в линии l_3:

Мощность в начале линии l_3:

Определим действительную плотность тока в линиях:

Плотность тока на всех линиях близка к экономической, поэтому нет необходимости менять сечения проводов.

Определим коэффициент полезного действия линии:

Определим напряжение на шинах высшего напряжения (ВН) подстанции. Для обеспечения встречного регулирования напряжения считаем, что напряжение источников питания поддерживается на уровне 231 кВ.

Определим потерю напряжения на линии l₆:

Напряжение на шинах подстанции 4:

Определим потерю напряжения на линии l₇:

Напряжение на шинах подстанции 3:

Определим потерю напряжения на линии l₅:

Напряжение на шинах подстанции 3:

Усредненное напряжение подстанции 3:

Определим потерю напряжения на линии l₁:

Напряжение на шинах подстанции 1:

Определим потерю напряжения на линии l₃:

Напряжение на шинах подстанции 2:

Определим потерю напряжения в трансформаторах:

Определим напряжение на шинах низшего напряжения (НН) подстанции, приведенное к шинам ВН:

При проектировании электрических сетей необходимо предусмотреть меры, обеспечивающие высокое качество электроэнергии, одним из основных показателей которого является отклонение напряжения на зажимах электроприемника. Наилучшим режимом работы токоприемников является режим при номинальном входном напряжении. Однако, при работе токоприемников, связанных общей сетью, вследствие падения напряжения в сети к каждому из них подводится напряжение отличающееся от номинального.

Отклонение напряжений во времени появляются из-за изменения нагрузки, режима напряжения в центре питания, типа потребителей электроэнергии, времени суток, года.

В этих условиях необходимо регулирование напряжения, под которым понимается такое изменение параметров системы (напряжение коэффициента трансформации, потерь), которое обеспечивает желанный режим напряжения.

Регулирование напряжения может осуществляться:

- изменением коэффициента трансформации под нагрузкой трансформатора с целью изменения режима напряжения в центре питания;

- включением конденсаторов параллельно или последовательно с нагрузкой с целью изменения потерь напряжения;

- изменением коэффициента трансформации нерегулируемых под нагрузкой трансформаторов и использованием линейных регуляторов с целью изменения величины добавок напряжения;

В процессе проектирования электрических сетей выбираются способы регулирования, подбираются регулировочные диапазоны и ступени регулирования, выбираются места установки соответствующих устройств системы автоматического регулирования.

Для обеспечения необходимых режимов напряжений в распределительных сетях в центрах питания устанавливаются централизованные средства регулирования напряжения, к которым относятся трансформаторы с регулированием под нагрузкой (РПН) и синхронные компенсаторы.

Все выбранные трансформаторы снабжены устройством для регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) регулирования 230 ± 9 ·1,78%.

Таблица 6 приведенные напряжения стандартных ответвлений

Напряжение кВ	133,123	131,376	129,329	127,285	125,235	123,188	121,141	119,094	117,047
	266,846	262,752	258,658	254,564	250,47	246,376	242,282	238,188	234,094
Ступени	+9	+8	+7	+6	+5	+4	+3	+2	+1

Напряжение кВ	96,577	98,624	100,671	102,718	104,765	106,812	108,859	110,906	112,953
	193,154	197,248	201,342	205,436	209,53	213,624	217,718	221,812	225,906
Ступени	-9	-8	-7	-6	-5	-4	-3	-2	-1

Зададимся желаемым напряжением на шинах НН:

Определим расчетные ответвления:

По расчетным ответвлениям выбираем из таблицы 6 стандартные ответвления:

Определим действительное напряжение на шинах НН подстанции:

Найдем отклонения действительного напряжения НН подстанции от желаемого:

Т.к отклонения малы, считаем, что работа трансформатора с выбранными стандартными ответвлениями обеспечивает качественным напряжение потребителей.

13.2 Электрический расчет минимального режима:

В соответствии с заданием при минимальном режиме нагрузка составляет 30% от максимальной.

Определим нагрузки подстанций:

Определим реактивную мощность нагрузок:

При принятом cosц=0,9 tgц=0,488

В целях экономии электроэнергии и улучшения условий регулирования напряжения принимаем, что в минимальном режиме на каждой подстанции остается в работе только один трансформатор, а второй отключается от сети.

Определим потери мощности в трансформаторах:

Определим расчетную мощность подстанции:

Сопротивление линии:



Находим распределение мощностей без учета потерь мощности в линии:

Найдем действительное распределение мощностей с учетом потерь мощности в линиях:

Примем мощности в конце линии l_5:

Потери в в линии l_5:



Мощность в начале линии l_5:

Мощности в конце линии l_6:

Потери в в линии l_6:

Мощность в начале линии l_5:

Мощности в конце линии l_7:

Потери в в линии l_7:



Мощность в начале линии l_7:

В тупиковых линиях:

Мощности в конце линии l_1:

Потери в в линии l_1:

Мощность в начале линии l_1:



Мощности в конце линии l_3:

Потери в в линии l_3:

Мощность в начале линии l_3:

Определим действительную плотность тока в линиях:

Определим коэффициент полезного действия линии

Определим напряжение на шинах высшего напряжения (ВН) подстанции. Для обеспечения встречного регулирования напряжения считаем, что напряжение источников питания поддерживается на уровне 231 кВ.

Определим потерю напряжения на линии l₆:

Напряжение на шинах подстанции 4:



Определим потерю напряжения на линии l₇:

Напряжение на шинах подстанции 3:

Определим потерю напряжения на линии l₅:

Напряжение на шинах подстанции 3:

Усредненное напряжение подстанции 3:

Определим потерю напряжения на линии l₁:

Напряжение на шинах подстанции 1:

Определим потерю напряжения на линии l₃:

Напряжение на шинах подстанции 2:

Определим потерю напряжения в трансформаторах:

Определим напряжение на шинах низшего напряжения (НН) подстанции, приведенное к шинам ВН:

Зададимся желаемым напряжением на шинах НН:

Определим расчетные ответвления:

По расчетным ответвлениям выбираем из таблицы 6 стандартные ответвления:

Определим действительное напряжение на шинах НН подстанции:

Найдем отклонения действительного напряжения НН подстанции от желаемого:

13.3 Электрический расчет послеаварийного режима

После аварийный режим - режим, в котором находятся потребители электроэнергии в результате нарушения в системе его электроснабжения до установления номинального режима после локации отказа.

Рассчитаем тяжкие режимы аварийного отключения наиболее загруженной линии, которая приводит к наибольшему снижению напряжения на понижающих подстанциях.

Такие режимы является отключение линии l₇ (В-3), одна линия l₃ (В-2) и одна линия l₁ (А-1)

Произведем заново потоков мощностей и напряжений с учетом изменений потерь мощности и напряжение в сети.

Найдем действительное распределение мощностей с учетом потерь мощности в линиях:

Мощность в конце линии l_5:

Потери в в линии l_5:

Мощность в начале линии l_5:

Мощности в конце линии l_6:

Потери в в линии l_6:



Мощность в начале линии l_5:

Мощности в конце линии l_7:

В тупиковых линиях:

Мощности в конце линии l_1:

Потери в в линии l_1:

Мощность в начале линии l_1:



Мощности в конце линии l_3:

Потери в в линии l_3:

Мощность в начале линии l_3:

Определим величину тока в линиях в послеаварийном режиме

Все выбранные марки проводов удовлетворяют условию:

Определим напряжение на шинах высшего напряжения (ВН) подстанции. Для обеспечения встречного регулирования напряжения считаем, что напряжение источников питания поддерживается на уровне 231 кВ.

Определим потерю напряжения на линии l₆:

Напряжение на шинах подстанции 4:

Определим потерю напряжения на линии l₅:

Напряжение на шинах подстанции 3:

Определим потерю напряжения на линии l₁:



Напряжение на шинах подстанции 1:

Определим потерю напряжения на линии l₃:

Напряжение на шинах подстанции 2:

Определим потерю напряжения в трансформаторах:

Определим напряжение на шинах низшего напряжения (НН) подстанции, приведенное к шинам ВН:

Зададимся желаемым напряжением на шинах НН:

Определим расчетные ответвления:

По расчетным ответвлениям выбираем из таблицы 6 стандартные ответвления:

Определим действительное напряжение на шинах НН подстанции:

Найдем отклонения действительного напряжения НН подстанции от желаемого:



14. Механический расчет линий электропередач

Пример расчета выполним для линии ?_1.

Исходными данными для механического расчета являются:

Номинальное напряжение сети = 220 кВ.

Характеристика провода АС 185/29

расчетное сечение: алюминия Fа =181 мм^2;

стали Fс = 29 мм^2;

всего провода F = 210 мм^2;

расчетный диаметр: стали dс = 6,9 мм;

провода d = 18,8 мм;

масса одного килограмма провода G = 728 кг/км;

Количество цепей - одна.

Максимальная температура .

Минимальная температура .

Среднегодовая температура .

Температура гололедообразования .

Для заданного района:

II район по гололедности с толщиной стенки гололеда ;

III ветровой район со скоростным напором ветра .

Выбираем унифицированную железобетонную, одноцепную, свободностоящую опору на ВЛ-220 кВ марки ПБ220-1 (рис 4.)



Рис.4 Унифицированная железобетонная, одноцепная, свободностоящая опору ВЛ-220 кВ марки ПБ220-1.

Для выбранной опоры расчетные пролеты составляют:

- длина габаритного пролета ;

- длина ветрового пролета ;

- длина весового пролета .

Рассчитаем удельные механические нагрузки:

- удельная нагрузка от собственной массы провода:

- удельная нагрузка от массы гололеда:

;

- удельная нагрузка от массы провода с гололедом:

- удельная нагрузка от ветра на провода без гололеда:

,

где -коэффициент неравномерности распределения скоростного напора ветра по длине пролета,:

;

;

;

.

- аэродинамический коэффициент лобового сопротивления провода, зависящий от диаметра провода с гололедом или без него:

при

при

Принимаем: ,

- удельная нагрузка от ветра на провода с гололедом, при скоростном напоре ветра :

здесь ;

;

- удельная нагрузка от ветра и веса провода без гололеда:

;

- удельная нагрузка от ветра и веса провода с гололедом:

.

Для провода АС 185/29, выбираем модуль упругости и температурный коэффициент линейного расширения .

При одинаковой высоте крепления провода или троса на смежных опорах, его стрела провеса может быть определена упрощенно:

где - длина пролета, м;

- удельная нагрузка на провод (трос) при конкретных климатических условиях, ;

- напряжение в низшей точке провода (троса) при удельной нагрузке и конкретных климатических условиях, .

Наибольшие вертикальные стрелы провеса, определяющие габаритный пролет воздушных линий имеют место при высшей температуре воздуха:

,

или при наибольшей вертикальной нагрузке:

,

где -соответствующие нагрузки на провода;

- напряжение проводов в его низшей точке соответственно при высшей температуре воздуха и при гололеде без ветра.

Напряжение провода (троса) при климатических условиях, характеризуемых температурой воздуха t , и удельной нагрузкой определяется по уравнению состояния провода

,

где - удельная нагрузка, температура, напряжение в низшей точке в начальном состоянии соответственно.

Начальными могут быть выбраны следующие состояния провода:

1.Низшая температура воздуха, удельная нагрузка допустимое напряжение.

2. Среднегодовые условия: среднегодовая температура, удельная нагрузка допустимое напряжение.

3. Наибольшая внешняя нагрузка на провод , соответствующая ей температура воздуха, допустимое напряжение.

Необходимое по указанным условиям сочетание исходных условий расчета выбирается сравнением действительного и критических пролетов (прил. 1.10)

Критические пролеты определяются по выражению:

?_кр

где - коэффициент упругого расширения провода;

- коэффициент линейного расширения провода.

Различают три критических пролета:

1. ?_кр(1) ^- определяет переход от расчетных условий при низкой температуре к среднегодовым условиям.

При этом

Определяем отношение сечений алюминия и стали Значения нормативные допустимые значения для провода принимаются по ПУЭ табл.25.7

(прил. 1.12).

?_кр(1)

?_кр(1).

2. ?_кр(2) определяет переход от расчетных условий низшей температуры к условиям наибольшей нагрузки.

При этом

где - наибольшая нагрузка

?_кр(2)

учитывая, что, получим

?_кр(2).

3. ?_кр(3) определяет переход от расчетных среднегодовых условий к условиям наибольшей нагрузки.

При этом

?_кр(3)

?_кр(3).

Возможно три соотношения полученных критических пролетов:

Если ?_кр(1)< ?_кр(2)< ?_кр(3) , то это значит, что физический смысл имеют только два критических пролета ?_кр(1) и ?_кр(3).

Определяющим исходным режимом в уравнении состояния провода в пролете будет:

а) при ?_расч< ?_кр(1) - режим ;

б) при ?_расч> ?_кр(3) - режим максимальной нагрузки;

в) при ?_кр(1)< ?_расч< ?_кр(3) режим среднеэксплуатационных условий.

Тогда уравнение состояния провода в пролете будет соответственно, для:

а) ;

б) ;

в) .

2. Если ?_кр(1)> ?_кр(2)> ?_кр(3) , то это значит, что физический смысл имеет только ?_кр(2) и расчет проводится с ограничением напряжения при двух режимах: режим и режим наибольших нагрузок.

Если ?_расч< ?_кр(2) , то исходный режим - режим и расчетное уравнение (а).

Если ?_расч> ?_кр(2) , то исходный режим - режим максимальных нагрузок и расчетное уравнение (б).

3. ?_кр(1) - минимальный, ?_кр(2)< ?_кр(3), расчетным будет пролет ?_кр(3)

Если ?_расч< ?_кр(3), исходный режим - режим среднеэксплуатационных условий, расчетное уравнение (в)

Если ?_расч> ?_кр(3), исходный режим - режим максимальных нагрузок и расчетное уравнение (б)

4. ?_кр(3) - минимальный, или имеет очень большое значение - тогда расчетным будет пролет ?_кр(1).

Если ?_расч< ?_кр(1), то исходный режим - режими расчетное уравнение (а).

Если ?_расч> ?_кр(1), то исходный режим - режим среднегодовых условий расчетное уравнение (в).

Для рассматриваемого примера имеет случай 2:

?_кр(1)> ?_кр(2)> ?_{кр(3) ;}

265 > 241 > 229

Расчетным критическим пролетом является ?_кр(2), а исходными напряжениями . Задаемся расчетным пролетом ?_расч =270 м. Расчетное уравнение, при

После упрощения получим

Решаем кубическое уравнение итерационным методом

Первоначально задаемся.

у	43,22у2	у3	f(у)
130	730418	2197000	1466582
120	622368	1728000	1105632
125	675312,5	1953125	1277812,5
125,7	682897,18	1986121,59	1303224,41
125,68	682679,88	1985173,71	1302493,83
125,72	683114,50	1987069,77	1303955,26
125,73	683223,18	1987543,98	1304320,79
125,76	683549,26	1988967,04	1305417,78
125,79	683875,42	1990390,78	1306515,36

Корнем этого уравнения с достаточной степенью точности можно считать:

.

Определим стрелу провеса провода для этого режима:



.

Произведем расчет провода для двух возможных режимов.

Определенные выше напряжения провода в низшей точке и стрела провеса соответствуют - второму режиму.

Для первого режима:

.

Для третьего режима:

.

.

Для четвертого режима:

.

.

Для пятого режима:

.

.

Для шестого режима:

.

.

Для седьмого режима:



.

.

Очевидно, что в одном из расчетных режимов напряжение в проводе не достигло максимально допустимого значения.

Максимальное значение стрелы провеса достигается в третьем режиме - т.е. при максимальном скоростном напоре ветра.

Определим расчетную высоту опоры от поверхности земли.

,

где - наименьшее расстояние от проводов воздушной линии до земли;

- высота гирлянды изоляторов:

для ЛЭП-110 кВ можно принять

ЛЭП-220 кВ можно принять

.

Стандартная высота

Выбранная опора выше расчетной на 0,4 м . Для того, чтобы высота подвеса осталась неизменной, необходимо изменить расчетный пролет .15. Заключение

Проектируемая электрическая сеть обеспечивает потребителей надежным и качественным энергоснабжением в максимальном, минимальном и послеаварийном режимах, за счет двухтрансформаторных подстанций. Предусмотренная конфигурация коммутационных аппаратов (выключателей и разъединителей) обеспечивает удобство оперативных переключений и техническую гибкость схемы.

Также, с помощью технико-экономическим расчетам, выбрана схема, которая не только эффективная, но и экономичная.

В механическом расчете электропередач данная электрическая сеть адаптирована под климатические условия района.



16. Список используемой литературы:

· Методические указания и рекомендации к выполнению курсового проектирования

· А.В Лыкин - «Электрические системы и сети», Москва, Логос, 2008г.

· Правила электроустановок (ПУЭ) 7 издалние, Москва, Омега-Л 2014г.

· Интернет ресурсы.

Размещено на Allbest.ru