Учебная работа. Проектирование электрической сети напряжением 35-110 кВ

где — коэффициент зависимости теплоотдачи при конвективном термообмене от угла атаки ветра |/в, значения которого приведены ниже:

|/в,°>807060 50 4030<20

10,98о,940,880,780,670,55

При V > 5 м/с степень зависимости коэффициента теплоотдачи от скорости ветра возрастает и наибольшая температура провода выходит несколько завы-енной, что но дает некий припас при расчете нагрузочной возможности.

Коэффициент теплоотдачи конвекцией является более неопределенным параметром уравнения (1.1), тем не наименее значительно влияющим на допустимую нагрузку. Потому нужно проведение измерений на работающих ВЛ, которые дозволили бы уточнить значения коэффициентов теплоотдачи при разных критериях.

Для определения теплоты солнечного излучения, поглощаемого проводом, существует несколько моделей.

Согласно данным В.В. Бургсдорфа, воздействие солнечной радиации очень сказывается для ненагруженных проводов (температура может повыситься на 10-12 °С). При токовой перегрузке приблизительно 2 А/мм2 доп нагрев от солнечной радиации не превосходит 3-5 °С.

Приведенные выражения разрешают рассчитывать температуру провода при узнаваемых токовой перегрузке и погодных критериях, также допустимую токовую нагрузку при данной допустимой температуре провода.

2-ая задачка — определение допустимой температуры провода. Нужно различать очень допустимую температуру провода по условиям сохранения механической прочности проводов и допустимую температуру по условию соблюдения допустимых габаритов в местах пересечения воздушных линий с авто и стальными дорогами, разными препятствиями и иными ВЛ. Допустимые габариты определяются ПУЭ-7, гл. 2.5.

Принципиально верно установить очень допустимую температуру провода, потому что это описывает резерв увеличения пропускной возможности линий электропередачи. К примеру, повышение допустимой температуры провода с 70 °С до 75 °С для ВЛ 220 кВ с проводом АС-300 позволило бы добавочно пропускать по полосы до 16 МВ-А мощности. При увеличении допустимой температуры до 90 °С доборная мощность составляет приблизительно 60 МВ-А; при 100 °С — 85 МВ-А.

В истинное время продолжительно допустимая температура провода принята равной 70 °С, а в аварийном режиме допустимая токовая перегрузка быть может увеличена на 20 %, но при всем этом делается обмолвка, что нужно знать текущее состояние полосы. Но потому что выполнить диагностику ВЛ фактически трудно, то нет способности внедрения на практике увеличения допустимой перегрузки в аварийном режиме.

Исследования, проведенные еще 50 лет вспять, проявили, что температура 70 °С, в особенности для сталеалюминиевых проводов, является заниженной. Приметное понижение прочности и модуля упругости дюралевых и сталеалюминиевых проводов начинается с температуры приблизительно 150 °С. Потому для сталеалюминиевых проводов наиболее оправданной является очень допустимая температура 100 °С, а для дюралевых и медных -90 °С. На сессии СИГРЕ также рекомендовано принимать наивысшую температуру сталеалюминиевого провода равной 100 °С.

Зажимы при их удовлетворительном состоянии имеют температуру значительно ниже температуры провода, если же наблюдается завышенный нагрев соединения, его нужно немедля подменять. В особенности это касается гололедных районов и линий, на которых организована плавка гололеда. По другому может произойти отгорание провода в зажиме при токах плавки гололеда, плавка не состоится и линия быть может разрушена. смерти) слабеньких мест на ВЛ может выполняться при помощи тепловизора. Более отлично делать диагностику при проведении пробной плавки гололеда на ВЛ перед гололедным периодом. Это мероприятие принципиально не только лишь для зимнего периода, да и для обеспечения обычной работы ВЛ в период наибольшей температуры воздуха.

Для расчета допустимой температуры провода, исходя из условия нарушения допустимых габаритов, разработан метод, позволяющий рассчитывать стрелы провеса и напряжение в проводе при разных погодных критериях, в том числе для линий, проходящих в горной местности с разной высотой подвеса провода. По ГОСТ 839-80 определяется перегрузка от собственного веса провода Рр кг. Механическое напряжение в проводе при данных критериях определяется для анкерного просвета с различными длинами пролетов в пересеченной местности, исходя из уравнения состояния провода по уравнению:

(1.4)

где — площадь поперечного сечения провода, мм2; а — механическое напряжение в проводе, кг/мм2; о , Р , Ф — расчетные характеристики; «б- — измеренная либо заблаговременно рассчитанная температура провода, °С; о^ — коэффициент температурного расширения, 1/К; / — приведенная длина анкерного просвета, м; Р — приведенный коэффициент упругого удлинения провода.

Для определения расчетных характеристик должны употребляться паспортные данные полосы. Если есть опасение, что в проводе произошла остаточная деформация в итоге деяния нагрузок, выше нормативных, либо старения, нужно либо поменять провод, либо пересматривать допустимую нагрузку на него с учетом замеров настоящих стрел провеса.

Зная стрелу провеса и высоту подвеса провода, можно найти габарит и допустимость работы ВЛ в данном режиме.

Нужно направить внимание, что расчеты выполняются для провода с токовой перегрузкой. В уравнение (4) в отличие от имеющихся методик расчета механического напряжения в проводе и допустимой температуры подставляется за ранее рассчитанная либо измеренная температура провода, а не температура воздуха.

Описанный метод дозволяет рассчитывать габарит, стрелу провеса, механическое напряжение в проводе при данной токовой перегрузке и разных погодных критериях, в том числе при гололедно-ветровых отягощениях. Используя уравнения (1.1) и (1.4), численными способами можно решить и оборотную задачку расчета температуры и токовой перегрузки при условии сохранения допустимого габарита.

3-я задачка — управление энергосистемой с целью недопущения перегруза линий.

По воззрению создателей, чтоб наиболее верно регламентировать деяния линейного и оперативного персонала при появлении угрозы перегруза линий, нужно различать последующие режимы: обычный, утяжеленный и аварийный по токовой перегрузке.

Обычным режимом в данном случае является режим, при котором температура провода не превосходит продолжительно допустимой температуры 70 °С и допустимой температуры по условию сохранения габаритов.

Утяжеленным режимом является режим, при котором температура провода выше 70 °С, но ниже очень допустимой температуры 100 °С (90 °С) по условиям механической прочности и допустимой температуры по условию сохранения габаритов. В этом режиме токовые перегрузки превосходят экономическую плотность тока, потому он характеризуется пониженным уровнем напряжений и увеличенными потерями. Хотя режим быть может достаточно долгим, персонал должен решать деяния по разгрузке полосы, по способности используя режимные мероприятия, не связанные с ограничением перегрузки потребителей, и, если это нужно, вводить режим ограничения.

Аварийный режим по токовой перегрузке определяется условием: температура провода превосходит 100 °С (90 °С) либо допустимую по условию сохранения габаритов либо гололедная перегрузка превосходит допустимую. В этом случае нужно выполнить автоматическое отключение перегрузки устройствами САОН либо организовать мероприятия по борьбе с гололедом. температура провода ни при каких обстоятельствах не обязана превысить 130 °С. Устройства защиты от перегрузки могут производиться многоступенчатыми с одной уставкой по току и несколькими уставками по времени, что дозволяет отключить столько перегрузки, сколько нужно в данном режиме. Уставка по току быть может заблаговременно рассчитана при отсутствии ветра и при наибольшей температуре воздуха, а может изменяться динамически при изменении погодных критерий, для чего же нужно наличие датчиков температуры воздуха и скорости ветра.

При расчете уставок по времени нужно учесть динамику конфигурации температуры провода при разных вероятных перегрузках. Нами разработан метод расчета конфигурации температуры провода и стрелы провеса во времени. Для этого уравнение (1) записывается в дифференциальной форме, и расчет ведется способами численного интегрирования.

защита от токовой перегрузки ВЛ не просит особенного быстродействия автоматики, потому что нагрев провода — процесс достаточно долгий. На рисунке представлены расчетные кривые конфигурации температуры провода АС-120 при разных отягощениях. При скорости ветра 0,6 м/с, температуре воздуха +25 °С и токе /, превосходящем продолжительно допустимый 367 А в 1,57 раза, длительность нагрева провода от продолжительно допустимой температуры провода 70 °С до аварийно допустимой температуры 100 °С составляет приблизительно 4 мин; при двойной перегрузке 738 А — приблизительно 1,5 мин. При увеличении скорости ветра возрастает очень допустимый ток и скорость нагрева возрастает.

Расчет произведен по разработанной и прошедшей апробацию программке «Мониторинг ВЛ». программка дозволяет рассчитывать допустимую токовую нагрузку и температуру провода при разных погодных критериях, в том числе, с учетом солнечной радиации, стрел провеса и механического напряжения в проводе с учетом настоящей температуры провода с токовой перегрузкой на ВЛ, проходящих, в том числе, по пересеченной и горной местности. программка дозволяет рассчитывать изменение температуры провода и стрел провеса в динамике и тем определять допустимую длительность работы ВЛ при появлении перегрузки проводов. программка может употребляться для расчета времени плавки гололеда в повторно-кратковременных режимах токами, существенно превосходящими допустимые. При всем этом следует учесть, что при значимых гололедных отягощениях внедрение повторно-кратковременных режимов небезопасно. При резких сбросах перегрузки может произойти разрушение полосы от динамических действий.

методика базирована на исследовательских работах ВНИИЭ, ЦНИЭЛ, МЭИ, НПИ, РИИЖТ, проводившихся с 1947 г. по истинное время. Программка проходила тесты в 1998-2002 гг. при проведении пробных плавок в МЭС Юга на ВЛ 330-500 кВ, отходящих от ПС «Буденновск» и ПС «Машук». При проведении пробных плавок проводились измерения токовой перегрузки и температуры провода при помощи тепловизора в разные моменты времени. Результаты испытаний проявили не плохое совпадение расчетных и измеренных характеристик. Результаты расчетов по программке отлично согласуются с существующими справочными данными и методическими указаниями по определению допустимой токовой перегрузки.

программка использовалась Кубанским РДУ при определении допустимой токовой перегрузки и внедрении ограничений по мощности и получила неплохую оценку. 26 августа при температуре воздуха 37 °С аварийно отключилась ВЛ 220 кВ «Краснодарская ТЭЦ-Восточная-Кирилловская», что вызвало перегруз оставшейся ВЛ 220 кВ «Афипская-Крымская» (ток по полосы составил 660 А при допустимом токе, рассчитанном по программке «Мониторинг ВЛ», равном при этих критериях 585 А). Кубанское РДУ, используя программку, произвело отключение перегрузки.

1.Увеличение нагрузочной возможности воздушных линий с целью сокращения ограничения употребления электроэнергии может быть на базе:

контроля температуры провода;

определения допустимой температуры провода и допустимых гололедно-ветровых нагрузок;

управления режимом сети с учетом способности перегрузки ВЛ при данных критериях.

Для непрерывного контроля температуры провода нужно внедрение особых датчиков с передачей инфы диспетчеру. Косвенный контроль температуры осуществляется по разработанному нами методу с внедрением инфы о метеорологических параметрах в контрольных точках.

Допустимую температуру провода по условию механической прочности для сталеалюминие-вых проводов рекомендуется принимать равной 100 °С. Допустимая температура по условию сохранения допустимых габаритов ВЛ обязана рассчитываться с учетом настоящей токовой перегрузки ВЛ и погодных характеристик.

нужно различать обычный, утяжеленный и аварийный режим по токовой перегрузке ВЛ. В аварийном режиме нужно делать автоматическое отключение части перегрузки устройствами САОН.

Разработана программка «Мониторинг ВЛ», позволяющая оперативно решать весь комплекс вопросцев, связанных с расчетом нагрузочной возможности воздушных линий электропередачи по температуре и гололедно-ветровым перегрузкам.

2. АНАЛИЗ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ

2.1 Характеристика электрифицируемого района

Районная электронная сеть будет размещена в Брянской области. Брянская область размещена в центральной части Восточно-Европейской равнины в западной части Российской равнины, занимая среднюю часть бассейна Десны и лесистый водораздел меж нею и Окой (на водоразделе 2-ух больших речных систем — Днепровской и Волжской).

Последние точки: северная 54° с. ш., южная 52° 10′ с. ш., западная 31° 10′ в. д., восточная 35° 20′ в. д. Площадь области 34,9 тыс.кв.м. Протяженность с запада на восток 270 км, с севера на юг — 190 км. Население 1361,1 тыс.человек, в том числе городское — 930,7 тыс., сельское — 430,4 тыс.человек. Плотность населения — 39 человека на 1 кв.км.

Климат равномерно континентальный. Зима относительно мягенькая и снежная, лето теплое. Средняя температура января — -7-9 градусов по Цельсию, июля — 18-19 градусов. Среднегодовое количество осадков 560-600 мм.

На местности области преобладают всхолмленные и волнистые равнины. Средняя высота поверхности над уровнем моря около 200 метров. Возвышенности занимают 61%, низменности — 39% площади области.

Относительная влажность воздуха в среднем за год меняется по области от 79 до 85% . Среднемесячные значения ветра составляют в тёплый период — 3-4 м/с, в прохладный — 4-5 м/с. Из небезопасных метеорологических явлений на местности области более часты гололёд и грозы. Дней с гололёдом по области в среднем за год бывает от 19 до 29, с мощной грозой — 1 -2 денька за лето. Число часов грозовой активности -от 49 до 69 в год.

2.2 Характеристика потребителей

К источнику питания подключено 5 пт потребителей, в состав которых входят пользователи I, II, III категорий (таблица 1.1.)

Таблица 1.1.

Пункт

Данные

1

2

3

4

5

Большая зимняя перегрузка, тыс. кВт

32

16

7

23

12

Коэффициент мощности перегрузки

0,93

0,91

0,9

0,92

0,91

Состав потребителей, % по категориям

I к.

30

20

—

25

15

II к.

30

30

40

25

40

III к.

40

50

60

50

45

Номинальное напряжение вторичной сети, кВ

10

10

10

10

10

Для всех пт летняя перегрузка составляет 55 % от зимней.

2.3 Характеристика источника питания

В качестве ИП выступает конденсационная электронная станция (КЭС).

Напряжение на шинах ИП при больших отягощениях 106 %;

при меньших отягощениях 100%;

при томных трагедиях в питающей сети 106%.

Средний номинальный коэффициент мощности генераторов источника питания 0,92

Стоимость 1 потерянной электроэнергии 1,5 коп.

Конденсационные электростанции на органическом горючем в истинное время обеспечивают основную долю производства электроэнергии в энергосистеме Рф. На КЭС употребляются энергоблоки мощностью 150 и 200 МВт с параметрами пара 13 МПа 565 °С и мощностью 300, 500, 800 МВт с параметрами пара 24 МПа 540 °С. КЭС может работать на разных видах горючего: уголь, мазут, газ. Основное горючее газ, а мазут выступает в качестве запасного горючего.

В данной главе представлен анализ начальных данных: черта электрифицируемого района — Брянской области, черта потребителей 5 пт, величина их перегрузки, категорийность потребителей, приведена черта источника питания — КЭС. Также представлены графики перегрузки потребителей, напряжение на шинах ИП, номинальные коэффициенты мощности.

3. ПОТРЕБЛЕНИЕ АКТИВНОЙ И БАЛАНС РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В ПРОЕКТИРУЕМОЙ СЕТИ

Целью составления балансов мощности энергосистем является определение потребности в мощностях источников, обеспечивающих покрытие наибольших нагрузок энергосистем с данной степенью надежности.

3.1 Определение надобной району активной мощности и энергии

Надобная району мощность определяется по формуле:

где — надобная району мощность:

— пиковая активная мощность, потребляемая районом;

— утраты активной мощности в сети; за ранее считаем их равными 5% от .

Таблица 3.1.

Суммарная активная перегрузка района (/), МВт

t, час

№ пт

0-4

4-8

8-12

12-16

16-20

20-24

1

19,2/10,6

25,6/14,1

32/17,6

19,2/10,6

19,2/10,6

19,2/10,6

2

6,4/3,5

6,4/3,5

12,8/7

12,8/7

16/8,8

3,2/1,8

3

1,4/0,8

7/3,9

5,6/3,1

4,2/2,3

2,8/1,5

1,4/0,8

4

4,6/2,5

23/12,7

18,4/10,1

13,8/7,6

9,2/5,1

4,6/2,5

5

4,8/2,6

4,8/2,6

7,2/4

7,2/4

12/6,6

2,4/1,3

?

36,4/20

66,8/36,8

76/41,8

57,2/31,5

59,2/32,6

30,8/17

= 76 МВт = 1,05·76=79,8 МВт

Мощность источника МВт

3.2 Составление баланса реактивной мощности

Баланс мощности определяется уравнением:

где — надобная району реактивная мощность;

— пиковая реактивная мощность, потребляемая районом;

— утраты реактивной мощности в линиях;

— утраты реактивной мощности в трансформаторах;

— мощность, выделяемая ЛЭП (Линия электропередачи — один из компонентов электрической сети, система энергетического оборудования, предназначенная для передачи электроэнергии посредством электрического тока) в сеть

=

Приблизительные утраты реактивной мощности в трансформаторах:

= 10%·= 0,1·8,26 МВАр

Таблица 3.2.

Суммарная реактивная перегрузка района (/), МВАр

t, час

№ пт

0-4

4-8

8-12

12-16

16-20

20-24

1

7,66/4,24

10,21/5,64

12,77/7,04

7,66/4,24

7,66/4,24

7,66/4,24

2

2,91/1,4

2,91/1,4

5,82/2,8

5,82/2,8

7,28/3,52

1,46/0,72

3

0,677/0,32

3,38/1,56

2,7/1,24

2,03/0,92

1,35/0,6

0,677/0,32

4

1,96/1

9,82/5,08

7,857/4,04

5,89/3,04

3,93/2,04

1,96/1

5

2,184/1,04

2,184/1,04

3,276/1,6

3,276/1,6

5,46/2,64

1,092/0,52

?

15,39/8

28,5/14,72

32,42/16,72

24,676/12,6

25,68/13,04

12,849/6,8

=32,42 МВАр

= +=32,42+8,26=40,68 МВАр

Где — реактивная мощность, выдаваемая ИП:

— коэффициент мощности ИП

= 79,8= 26,23 МВАр

= —

Где — мощность компенсирующих устройств

= 40.68-26.23 = 14.14 МВАр

Компенсирующие устройства распределяются из условия равенства у пт потребителей. Определяют средневзвешенный .

= 0,97

Для i-го пользователя нужная мощность компенсирующих установок определяется по формуле:

=5,152 МВАр

=3,472 МВАр

= 1,715 МВАр

=4,347 МВАр

=2,604 МВАр

Таблица 3.3.

Выбор компенсирующих установок в пт.

пользователь

Нужная мощность КУ, МВАр

Марка КУ

Число КУ, шт.

Настоящая мощность КУ,

МВАр

1

5,15

УК (Уголовный Кодекс — система нормативных правовых актов, принимаемых уполномоченными органами государственной власти)-10-675

8

5,4

2

3,47

УК (Уголовный кодекс — система нормативных правовых актов, принимаемых уполномоченными органами государственной власти)-10-900

4

3,6

3

1,72

УК (Уголовный кодекс — система нормативных правовых актов, принимаемых уполномоченными органами государственной власти)-10-450

4

1,8

4

4,35

УК (Уголовный кодекс — система нормативных правовых актов, принимаемых уполномоченными органами государственной власти)-10-450+ УК (Уголовный кодекс — система нормативных правовых актов, принимаемых уполномоченными органами государственной власти)-10-675

4+

4

4,5

5

2,6

УК (Уголовный кодекс — система нормативных правовых актов, принимаемых уполномоченными органами государственной власти)-10-675

4

2,7

Новейшие коэффициенты мощности определяем по формуле:

=0,974

=0,972

=0,971

=0,97

=0,971

Таблица 3.4.

Расчет новейших коэффициентов мощности пт.

№ пт

, МВт

, МВАр

1

32

7,44

0,974

0,233

2

16

3,87

0,972

0,242

3

7

1,72

0,971

0,246

4

23

5,76

0,97

0,246

5

12

2,95

0,971

0,246

3.3 Определение годового употребления электроэнергии сетью

В расчете используем суточное потребление электроэнергии в зимнюю пору и в летнюю пору, также количество зимних и летних суток.

W год = *+* МВт*ч

где = ?

МВт*ч

= ?

МВт*ч

— величина постоянной активной мощности на интервале времени зимнего дневного графика

— то же, летнего дневного графика

— количество зимних суток

— количество летних суток.

При расчете принимаем количество зимних суток равным 200, количество летних — 165.

= 36.4*4+66,8*4+76*4+57,2*4+59,2*4+30,8*4 = 1305,6 МВт*ч

W год = 1305,6*200 + 1305,6*0,55 * 165 = 379603,2 МВт*ч

В данной нам главе для всякого пт были построены графики нагрузок, потом, сложив графики, отыскали максимум и часы, в которые достигается максимум перегрузки. Дальше была рассчитана надобная району активная мощность и годичное потребление электроэнергии, составлен баланс реактивной мощности и выбраны компенсирующие устройства, также были рассчитаны характеристики перегрузки с учетом компенсации реактивной мощности (, ), нужные для последующих расчетов.

4. КОНФИГУРАЦИЯ, НОМИНАЛЬНОЕ НАПРЯЖЕНИЕ, СХЕМА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ, ПАРАМЕТРЫ ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ СЕТИ

4.1 Составление рациональных вариантов схем сети

На первом шаге было составлено четыре варианта схем сети.

Масштаб 10 км в клеточке.

Рис. 4.1. Схема сети №1 Рис. 4.2. Схема сети №2

Линия ИП-4

44,8 км

Линия ИП-1

21 км

Линия 1-5

28 км

Линия 1-5

28 км

Линия ИП-5

39,2 км

Линия ИП-2

43,4 км

Линия 5-2

26,6 км

Линия ИП-4

44,8 км

Линия 4-3

32,2 км

Линия 4-3

32,2 км

Общая длина

170,8 км

Общая длина

169,4

Рис. 4.3. Схема сети №3 Рис. 4.4. Схема сети №4

Линия ИП-1

21 км

Линия ИП-1

21 км

Линия ИП-2

43,4 км

Линия 1-5

28 км

Линия ИП-4

44,8 км

Линия ИП-2

43,4 км

Линия 5-2

26,6 км

Линия ИП-4

44,8 км

Линия 2-3

25,2 км

Линия 2-3

23,8 км

Общая длина

161,0 км

Общая длина

161,0

Аспектом выбора схемы являются:

— надежность электроснабжения электроэнергией потребителей;

— относительная дешевизна схемы.

В процессе анализа было установлено, что схема № 3 имеет узловую подстанцию в пт 2 (три полосы схожего напряжения), а в схеме №1 питание пт 1 через 5 приводит к значительному повышению сечения полосы ИП-5, т.к. перегрузка пт 5 существенно меньше пт 1. Оба варианта приводят к удорожанию сети, как следует, внедрение схемы №1 и схемы №3 нецелесообразно. Расчет производим для схем №2 и №4.

4.2 Выбор напряжения

Номинальное напряжение частей сети влияет на технико-экономические характеристики.

Для выбора напряжения сети употребляют формулу Илларионова, которая дает

где L — длина полосы, км

P — наибольшая передаваемая мощность в расчете на одну цепь, МВт.

Выбор напряжения линий для схемы №2

Линия ИП-1.

= 32 МВт

Таблица 4.1.

Дневной график активной перегрузки на полосы ИП-1, МВт

t, час № пт

0-4

4-8

8-12

12-16

16-20

20-24

1

19,2

25,6

32

19,2

19,2

19,2

==74.5 кВ

Линия ИП-2.

28 МВт

Таблица 4.2.

t, час № пт

0-4

4-8

8-12

12-16

16-20

20-24

2

6,4

6,4

12,8

12,8

16

3,2

5

4,8

4,8

7,2

7,2

12

2,4

?

11,2

11,2

20

20

28

5,6

==72,5 кВ

Линия ИП-4.

30 МВт

Таблица 4.3.

t, час № пт

0-4

4-8

8-12

12-16

16-20

20-24

3

1,4

7

5,6

4,2

2,8

1,4

4

4,6

23

18,4

13,8

9,2

4,6

?

6

30

24

18

12

6

==75 кВ

Таблица 4.4.

Расчетные характеристики линий для выбора напряжения

линия

L, км

P, МВт

, кВ

, кВ

ИП-1

21 км

32

74,5

110

2-5

26,6 км

12

47,9

110

ИП-2

43,4 км

28

72,5

110

ИП-4

44,8 км

30

75

110

4-3

32,2 км

7

37

35

Выбор напряжения линий для схемы №4

Таблица 4.5.

Расчетные характеристики линий для выбора напряжения

линия

L, км

P, МВт

, кВ

, кВ

ИП-1

21 км

32

74,5

110

1-5

28 км

12

47,96

110

ИП-2

43,4 км

28

72,5

110

ИП-4

44,8 км

30

75

110

2-3

23,8 км

7

36,9

35

Т.к. источником питания является КЭС, то напряжение линий от ИП избираем 110 кВ.

4.3 Выбор сечения проводов

Аспектом для выбора сечений проводов ВЛ являются малые Издержки. Сечение проводов ВЛ выбирают с внедрением способа нормированной плотности тока.

=

где — сечение провода, — расчетный ток, протекающий по проводу

— нормированная плотность тока

N — число цепей полосы

— номинальное напряжение полосы

зависит от числа часов использования максимума перегрузки

W год = *+*

где = ?

МВт*ч

= · МВт*ч

Проверка сечения проводится по двум условиям.

1. По нагреву.

Берем более загруженное время (зима), поправочный коэффициент 1.29.

2. По электронной короне.

Для 110 кВ сечение провода марки АС обязано быть не меньше 70 .

Расчет первой схемы.

Линия ИП-1.

=86,22 А

=19,2·16+25,6·4+32·4 = 537,6 МВт*ч

W год = 537,6·200+537,6·165·0,55 = 1,56· МВт*ч

Избираем провод АС 120/19 = 0,249 Ом/км, = 0,427 Ом/км.

Таблица 4.6.

Выбор сечений проводов линий.

линия

, кВ

, А

, ч

,

,

,

, А

, А

ИП-1

110

86,22

4875

0,9

95,8

120

503

172,44

2-5

110

32,43

3333

0,9

36,0

70

342

64,86

ИП-2

110

75,63

3929

0,9

84

120

503

151,26

ИП-4

110

81,1

3667

0,9

90,1

120

503

162,2

4-3

35

18,92

4286

0,9

21

70

342

37,84

Проверка:

= 503?2•= 172,44 А

Провод подступает.

На линиях 2-5 и 4-3 расчетным сечением является 50 , но оно не проходит по короне, берем 70 .

Таблица 4.7.

характеристики линий (N=2) схемы №1

Линия

Uhom ,кВ

Ip. А

F, мм2

L, км

Ro, Ом/км

R, Ом

Хо, Ом/км

X, Ом

ИП-1

110

86,22

120

21

0.249

2,6

0.427

4.5

2-5

110

32,43

70

26,6

0.428

5.7

0.444

5.9

ИП-2

110

75,63

120

43,4

0.249

5.4

0.427

9.3

ИП-4

110

81,1

120

44,8

0.249

5.6

0.427

9.6

4-3

35

18,92

70

32,2

0.428

6,9

0.427

6.9

Расчет 2-ой схемы

Таблица 4.8.

Выбор сечений проводов линий.

линия

,

кВ

,

А

,

ч

,

,

,

,

А

, А

ИП-1

110

86,22

4875

0,9

95,8

120

503

172,44

1-5

110

32,43

3333

0,9

36,0

70

342

64,86

ИП-2

110

75,63

3929

0,9

84

120

503

151,26

ИП-4

110

81,1

3667

0,9

90,1

120

503

162,2

2-3

35

18,92

4286

0,9

21

70

342

37,84

Таблица 4.9.

характеристики линий (N=2) схемы №2

Линия

Uhom ,кВ

Ip. А

F, мм2

L, км

Ro, Ом/км

R, Ом

Хо, Ом/км

X, Ом

ИП-1

110

86,22

120

21

0.249

2,6

0.427

4.5

2-5

110

32,43

70

28

0.428

6.0

0.444

6.2

ИП-2

110

75,63

120

43,4

0.249

5.4

0.427

9.3

ИП-4

110

81,1

120

44,8

0.249

5.6

0.427

9.6

4-3

35

18,92

70

23,8

0.428

5,1

0.427

5.1

4.4 Выбор трансформаторов у потребителей

Выбор трансформаторов у потребителей сводится к выбору числа, типа и мощности трансформаторов. У нас все подстанции (не считая 3) двухтрансформаторные, потому что в любом пт есть пользователи I группы. Будем брать трансформаторы лишь с РПН (регулирование под перегрузкой).

Номинальная мощность трансформаторов двухтрансформаторной подстанции определяется аварийным режимом работы. При установке 2-ух трансформаторов, их мощность выбирается таковой, чтоб при выходе из работы 1-го трансформатора оставшийся в работе трансформатор с допустимой аварийной перегрузкой мог обеспечить обычное электроснабжение потребителей. Найдем зимнюю эквивалентную температуру для рассматриваемого района.

? -7,6 °С ?10°С.

Мощность трансформаторов выбирается так, чтоб при выключении более массивного из их на время ремонта либо подмены, оставшиеся в работе, с учетом их допустимой (по техническим условиям) перегрузки и резерва по сетям СН и НН, обеспечивали питание полной перегрузки.

Нужна проверка способности использования трансформатора наименьшей мощности.

где — коэффициент недогрузки

— коэффициент перегрузки

— коэффициент максимума

Сравниваем с : если >0,9*, то =

если <0,9*, то =0,9*,

в случае корректировки заменяем на h

где — мощность трансформатора на недогруженном участке в МВА;

?t — длительность участка в часах

— мощность трансформатора на перегруженном участке в МВА;

?h — длительность участка в часах

Расчет первой схемы.

Выбор трансформатора в пт 1.

Таблица 4.10.

Дневной график активной перегрузки Т1, МВт

t, час № пт

0-4

4-8

8-12

12-16

16-20

20-24

1

19,2

25,6

32

19,2

19,2

19,2

= 28,74 МВА

Производится проверка способности употреблять трансформатор наименьшей мощности (Sh= 16 МВА).

= 1,232 = 1,45 = 33,1/16=2,07

В данной нам главе было составлено четыре варианта схем сети, из которых избрали два более оптимальных, исходя из требований надежности к электронной сети. Для избранных вариантов избрали напряжения каждой полосы, сечение проводов, трансформаторы.

5. ТЕХНИКО—ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ НАИБОЛЕЕ РАЦИОНАЛЬНОГО ВАРИАНТА

Для выбора наилучшего варианта схемы сети из 2-ух, для каждой схемы нужно провести технико-экономический расчёт. Более оптимальным будет вариант с минимумом приведенных издержек. Издержки определяются по формуле

3=EH-KZ + HZ + y ,

где — нормативный коэффициент сравнительной эффективности серьезных вложений (считаем его равным 0.12, т.е окупаемость за 8 лет);

— суммарные финансовложения;

— суммарные издержки (эксплуатационные расходы);

У- вред от недоотпуска электроэнергии (считаем равным 0, т.к. полосы двухцепные)

= +

=Ко*L,

Где — финансовложения на постройку ВЛ;

— финансовложения на постройку ПС;

Ко — удельная стоимость ВЛ тыс.руб./км , L — длина полосы;

=+ ++

= + — суммарные Издержки;

= + — издержки в полосы;

а — амортизация, о — сервис, р- ремонт;

— Издержки от потерянной электроэнергии в ВЛ;

— издержки от потерянной электроэнергии в ТР;

= ·

=•

— стоимость 1 кВт*ч потерянной электроэнергии;

=•ф·

=

время утрат

= — годичные утраты электроэнергии в трансформаторах

=0,8% = 5,9%

В качестве схем ОРУ будем употреблять схему 110-4н «Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий».

Расчет первой схемы.

Линия 2-5

=57•26,6=1516,2 тыс_руб.

= 11,2•8+20•8+28•4+5,6•4=384 МВт•ч

W год = 384•200+384•165•0,55=111648 МВт•ч

=МВт

=0,069•2405,3=165,97 МВт•ч

=0,012•165,97=1,99 тыс_руб

Таблица 5.1.

Расчет издержек для линий схемы №1.

линия

Финансовложения

Издержки

КО, тыс.р/км

L,

km

Квл. тыс.р.

W,

МВт*ч

Тт. ч

ф, ч

?WBJ1 ,МВт*ч

И?Wвл тыс. р.

Иаор тыс.р

ИП-1

57

21

1197

107520.0

3360

1853.6

1050.18

12.6

9.6

2-5

57

26,6

1516.2

111648.0

4000.0

2405.3

1058,33

12.7

12.13

ИП-2

57

43,4

2473.8

66989

4187

2579.8

366.89

4.4

19.79

ИП-4

57

44,8

2553,6

85596.8

3722.0

2159.0

635.64

7.63

20.43

4-3

50

32,2

1610

111648

3722

2156.49

1080.18

12.96

12.88

К

9576.0

125.12

Таблица 5.2.

Каталожные данные трансформаторов схемы №1.

ПС

Тип

МВА

Каталожные данные

Расчетные данные

, кВ

Uк, %

Рк, кВт

Рх, кВт

Iх, %

Ом

Ом

квар

ВН

НН

1

ТРДН-25000/110

25

115

10,5

10,5

120

27

0,7

2,54

55,9

175

2

ТДН-10000/110

16

115

11

10,5

60

14

0,7

7,95

139

70

3

ТДН-10000/110

10

115

11

10,5

60

14

0,7

7,95

139

70

4

ТДНТ-25000/110

25

115

38,5/11

10,5/17/6

100

23

1,0

2,6/2,6/2,6

88,9/0/52

160

5

ТДН-10000/110

10

115

11

10,5

60

14

0,7

7,95

139

70

Расчет цены ПС 1.

=537,6 МВт•ч

W год=1,64• МВт•ч

=2•36••8760+•140•••3548,96=340,14

=0,012•340,14=4,08 тыс_руб

Таблица 5.3.

Расчет издержек для ПС схемы №1.

Финансовложения, тыс. р.

Издержки

тр.

ОРУ ВН

ОРУ СН

неизменная

К

ф ч

?WTp МВт*ч

И?wTp тыс.р

Иаор тыс.р

ПС1

2*222

198

—

430

1072

3548.9

340.1

4.08

63.25

ПС2

2*148

198

—

430

924

2580.0

877.94

10.54

54.52

ПСЗ

2*100

40

—

200

440

3722

534.13

6.4

25.96

ПС4

2*222

198

—

430

1072

3722

987.36

11.85

63.25

ПС5

2*148

198

—

430

924

3722

700

8.4

54.52

Результат тыс.р.

4590

302.77

Итоговые Издержки

3= 0.12*(9576.0+ 4590) + (125.12 + 302.77) = 2127.81тыс_руб

Итоговые издержки

3= 0.12•(9655.8+ 4380) + (122.4 + 314.64) = 2121.34тыс_руб

?=

Варианты экономически равноценны. Различия в цены наименее 5 %; для выбора итоговой схемы используем доп аспекты: надежность и перспектива развития. Избираем схему №2

В схеме №2 может быть большее, чем в схеме №1, повышение перегрузки в пт 2 без подмены оборудования.

В данной главе был проведен технико-экономический расчет, в итоге которого были найдены приведенные Издержки обоих вариантов схемы сети. Был избран вариант №2, т.к. он оказался более надежным.

6. РАСЧЕТ ОАСНОВНЫХ РЕЖИМОВ работы СЕТИ

6.1 Схема замещения сети

Характеристики схемы замещения

При расчете характеристик схем замещения воздушных линий, будем употреблять погонные характеристики линий 110 кВ, 35 кВ.

Для ВЛ — ИП-1 110 кВ:

1. Определим величину активного сопротивления полосы:

RлИП-1 = ( Ro*L) = ( 0,244*21,0) = 2,56 Ом

где N — количество цепей полосы

Ro — погонное активное сопротивление, Ом/км;

L — длина полосы, км

2. Определим величину индуктивного сопротивления полосы:

ХлИП-1 =( Хo*L) = ( 0.427*21,0)=4.48 Ом

где Хо — погонное реактивное (индуктивное) сопротивление, Ом/км.

3. Определим величину активной проводимости полосы:

ВлИП-1= N(bo *L) = 2(2,658**34,6) = 183,93* 1/Ом

где bo — активная (емкостная) проводимость, 1/Ом*км

Рассчитанные характеристики для оставшихся ВЛ сведем в таблицу 6.1.

Таблица 6.1. характеристики схемы замещения ВЛ.

Линия

ВЛ ИП — 1

ВЛ ИП — 4

ВЛ ИП — 2

ВЛ 1- 5

ВЛ 2 — 3

, Ом/км

0,244

0,244

0,244

0,422

0,422

, Ом/км

0,427

0,427

0,427

0,444

0,444

, См/км

2,658

2,658

2,658

2,547

2,547

Марка, F, мм

АС — 120 / 19

АС — 120 / 19

АС — 120 / 19

АС — 70/11

АС — 70/11

L, км

21,0

28,0

43,4

44,8

23,8

, Ом/км

2,56

3,42

5,29

9,45

5,02

, Ом/км

4,48

5,98

9,27

9,95

5,28

, См/км

111,64

142,63

230,71

238,21

121,23

Для двухобмоточных трансформаторов

Активное сопротивление, Ом, определяется по формуле:

Rт =

Для 2-ух параллельно работающих трансформаторов в схеме замещения нужно уменьшить вдвое сопротивления Rт, Хт и прирастить вдвое проводимости , и утраты холостого хода ?Sxx.

Rт2 =

Реактивное сопротивление, Ом, определяется по формуле:

Хт = *, Хт2 == Ом

Активная проводимость, См, определяется по формуле:

Реактивная проводимость, См, определяется по формуле:

?Qхх = *Sном (Найдем = )

?Pк — утраты мощности режима к.з., кВт;

uк — напряжение режима к.з., % от Uном;

Iхх — ток режима х.х.; % I ном.

U ном — номинальное напряжение трансформатора, кВ;

S ном — номинальная мощность трансформатора

Рассчитанные характеристики схемы замещения трансформаторов с Sном = 16 МВА и 10 МВА сведем в таблицу 6.2.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Справочник по проектированию электроэнергетических систем под редакцией С. С. Рокотяна и И. М. Шапиро.-М.: Энергоатомиздат 1985 г.-350с.

Неклепаев В.Н., Крючков И.П. Электронная часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования -М.: Энергоатомиздат,1989 г.-605с.

Неклепаев В.Н., Крючков И.П. Н. Н. Кувшинский Электронная часть электростанций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования -М.: «Энергия», 1978 г.-455с.

Правила устройства электроустановок Санкт-Петербург.: Министерство энергетики Русской Федерации 2005 г.

Справочник по электронным сетям 0,4-35 кВ и 110-1150 кВ под редакцией основных профессионалов Мосэнерго — М.: Издательский дом «Энергия» 2006 г.

Справочник по проектированию электронных сетей под редакцией Д. Л. Файбисовича — М.: «Издательство НЦ ЭНАС» 2006 г.

В. А. Боровиков, В. К. Косарев, Г. А. Ходот, электронные сети и системы — М: «Энергия», 1968 г. — 431 стр.

Бургсдорф В.В. Сооружение и эксплоатация линий электропередачи в очень гололедных районах. М.-Л.: Госэнергоиздат, 1947.

Махлин Б.Ю. Нагрев проводов и его воздействие на их механическую крепкость // Труды ЦНИИЭЛ, вып. 5. 1956.

Бургсдорф В.В., Никитина Л.Г. Определение допустимых токов перегрузки воздушных линий электропередачи по току их проводов // Электричество. 1989. №11.

Скопинцев В.А., Мисриханов М.Ш. Системный подход при решении задач управления электроэнергетическими системами // Сборник научных трудов «Электроэнергетика Рф: современное состояние, препядствия и перспективы». М.: Энергоатомиздат, 2002.

РД 34.45-51.300-97. Размер и нормы испытаний электрооборудования. М.: Изд-во ЭНАС, 2004.

Поляков В.С. Применение тепловизионных приемников для выявления изъянов высоковольтного оборудования. Методические указания. Л.: ПЭИПК, 1990.

Сосинович В.И., Сидоренко М.Г. Расчет 1§8 изоляции трансформаторов тока 110 кВ на базе приема инфракрасного излучения //Энергетик. № 7, 8. 2003.

О надежности силовых трансформаторов и автотрансформаторов электронных сетей / М.Ю. Львов, Ю.Н. Львов, Ю.А. Дементьев и др. // электронные станции. № 11. 2005.

О необходимости единой системы физико-химической диагностики изоляции оборудования трансформаторных подстанций / М.И. Чичинский, В.В. Бузаев, Ю.А. Дементьев и др. // Энергетик. № 11.2004.

Эксплуатация силовых трансформаторов при достижении максимально допустимых характеристик износа изоляции обмоток / Б.В. Ванин, Ю.Н. Львов, М.Ю. Львов и др. // электронные станции. № 2. 2004.

Короленко В.В., Конов Ю.С., Федорова В.П. Обнаружение повреждений трансформаторов при маленьких замыканиях // электронные станции. № 7. 1980.

Хренников А.Ю. Опыт обнаружения остаточных деформаций обмоток силовых трансформаторов // Энергетик. № 7. 2003.

20.Хренников А.Ю., Шлегель О.А. Контроль конфигурации индуктивного сопротивления трансформатора для определения повреждений в обмотках // Энергетик. № 2. 2004.

21. 0 повреждениях обмоток силовых трансформаторов и диагностике их геометрии способом низковольтных импульсов / А.Ю. Хренников, А.В. Рубцов, В.А. Передельский и др. //ЭЛЕКТРО. № 5. 2004.

22. Дробышевский А.А., Левицкая Е.И. Численная оценка результатов импульсного де-фектографирования обмоток силовых трансформаторов // Электротехника. № 5. 1990.

23. И.И. Левченко, Е.И. Сацук «Нагрузочная способность воздушных линий электропередачи», № 11 за 2006 г.

24. А.Ю. Хренников «О надежности и способах диагностики высоковольтного электрооборудования подстанций»: «Новое в Русской энергетике», № 7 за 2006 г.

]]>