Кафедра Электрические

системы

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ И СЕТИ

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

Студент _____________________ Гоман В.Н.

(Подпись, дата)

№ зачетной книжки З-9310/03

Руководитель работы

асс. _________________________ Джумик Д.В.

(Подпись, дата)

Томск 2006 г.

Федеральное агентство по образованию.

Государственное образовательное учреждение профессионального образования.

Томский политехнический университет. _______________

Факультет автоматики и электроэнергетики

Кафедра Электрические системы

ЗАДАНИЕ

Путём вариантного сравнения выбрать и обосновать основные инженерно-технические и экономические характеристики электрической части сети, обеспечивающие надёжное электроснабжение потребителей.

1. Географическое расположение потребителей и источника питания, масштаб 10 км /1 кл.

2. Характеристики потребителей электроэнергии и источника питания.

Задание для углублённой проработки ____________________________________________________

Дата выдачи задания __________________________________________________________________

Дата сдачи готового проекта ____________________________________________________________

Руководитель проекта _________________________________________________________________

Задание к исполнению принял __________________________________________________________

Студент гр. _________________________________________________________________(Подпись)

СОДЕРЖАНИЕ

Введение................................................................................................................... 5

1. Выбор вариантов распределительной сети.......................................................... 6

1.1. Выбор вариантов схемы соединения сети............................................................ 6

1.2. Выбор номинальных напряжений сети................................................................ 12

1.3. Выбор сечений проводов....................................................................................... 13

1.4. Проверка сечений проводов по техническим ограничениям

(нагрев, корона, механическая прочность проводов и опор)............................. 15

1.5. Определение сопротивлений и проводимостей ЛЭП......................................... 16

1.6. Приближенное определение потерь напряжения................................................ 18

1.7. Выбор трансформаторов на подстанции.............................................................. 21

1.8. Определение сопротивлений и проводимостей трансформаторов................... 23

1.9. Приближенный расчёт потерь активной и реактивной мощностей................. 25

1.9.1. Потери мощности в трансформаторах.................................................................. 25

1.9.2. Потери мощности в линиях электропередач........................................................ 27

1.10. Составление балансов активной и реактивной мощностей............................... 28

1.10.1. Составление баланса активной мощности........................................................... 28

1.10.2. Составление баланса реактивной мощности....................................................... 28

1.11. Мероприятия по экономии электроэнергии........................................................ 30

2. Составление полных схем электрических соединений...................................... 31

3. Технико-экономическое сравнение вариантов сети........................................... 34

3.1. Оценка капитальных вложений............................................................................ 34

3.2. Определение эксплуатационных издержек.......................................................... 35

3.3. Определение приведённых затрат......................................................................... 39

4. Точный электрический расчёт выбранного варианта......................................... 39

4.1. Расчёт максимального режима........................................................................... 39

4.1.1. Составление схемы замещения сети..................................................................... 39

4.1.2. Расчёт потокораспределения в сети без учёта потерь мощности....................... 39

4.1.3. Расчёт потокораспределения в сети с учётом потерь мощности....................... 42

4.1.4. Определение падений напряжения на головном участке сети

и напряжений на шинах узловой подстанции..................................................... 44

4.1.5. Выбор ответвлений и расчёт действительных напряжений

на шинах узловой подстанции............................................................................... 46

4.1.6. Определение потерь напряжений и напряжений в узлах

распределительной сети......................................................................................... 47

4.1.7. Выбор ответвлений у трансформаторов и расчёт действительных

напряжений на шинах подстанций....................................................................... 48

4.2. Расчёт минимального режима............................................................................ 49

4.2.1. Расчёт потокораспределения в сети без учёта потерь мощности....................... 51

4.2.2. Расчёт потокораспределения в сети с учётом потерь мощности....................... 53

4.2.3. Определение падений напряжения на головном участке сети

и напряжений на шинах узловой подстанции..................................................... 54

4.2.4. Выбор ответвлений и расчёт действительных напряжений

на шинах узловой подстанции............................................................................... 56

4.2.5. Определение потерь напряжений и напряжений в узлах

распределительной сети......................................................................................... 57

4.2.6. Выбор ответвлений у трансформаторов и расчёт действительных

напряжений на шинах подстанций....................................................................... 57

4.3. Расчёт послеаварийного режима........................................................................ 58

4.3.1. Составление схемы замещения сети..................................................................... 58

4.3.2. Расчёт потокораспределения в сети с учётом потерь мощности....................... 58

4.3.3. Определение падений напряжения на головном участке сети

и напряжений на шинах узловой подстанции..................................................... 60

4.3.4. Выбор ответвлений и расчёт действительных напряжений

на шинах узловой подстанции............................................................................... 61

4.3.5. Определение потерь напряжений и напряжений в узлах

распределительной сети......................................................................................... 62

4.3.6. Выбор ответвлений у трансформаторов и расчёт действительных

напряжений на шинах подстанций....................................................................... 63

5. Определение обобщённых и удельных показателей сети.................................. 63

5.1. Определение технологических показателей........................................................ 63

5.2. Определение экономических показателей........................................................... 64

6. Заключение.............................................................................................................. 65

Литература............................................................................................................... 65

ВВЕДЕНИЕ

Задачей проектирования энергосистем является разработка с учётом новейших достижений науки и техники и технико-экономическое обоснование решений, определяющих формирование энергетических объединений и развитие электрических станций, электрических сетей и средств их эксплуатации и управления, при которых обеспечивается оптимальная надёжность снабжения потребителей электрической и тепловой энергией в необходимых размерах и требуемого качества с наименьшими затратами.

Непрерывный рост производства и потребления электроэнергии сопровождается значительными затратами народнохозяйственных средств на развитие энергетической базы страны. Поэтому от инженеров-электриков требуется разумное и экономное расходование доверенных им народных средств на всех этапах создания электроэнергетической системы. Поскольку основы экономической эффективности закладываются в процессе проектирования, необходимо уже на этой стадии уметь глубоко экономически анализировать и обосновать принимаемые технические решения. При этом наиболее важными технико-экономическими задачами являются:

ü обоснование целесообразной конфигурации сети с учётом мест расположения источников электроэнергии и потребителей;

ü выбор номинальных напряжений, сечений проводов и кабелей всех линий проектируемой сети;

ü определение мощности трансформаторов на подстанциях;

ü выбор компенсирующих и регулирующих устройств и мест их расположения;

ü разработка рациональных конструкций ЛЭП и ПС;

ü обоснование целесообразной последовательности выполнения принятых проектных решений и др.

Целью технико-экономических расчётов:

ü оценка эффективности капиталовложений на проектирование, сооружение, реконструкцию, расширение и эксплуатацию электроэнергетической системы (ЭЭС) в соответствии с требованиями развития народного хозяйства;

ü правильный выбор экономических показателей и методов воздействия на те параметры, которые оказывают наиболее существенное влияние на экономическую эффективность системы. К ним относятся уменьшение потерь электроэнергии в отдельных звеньях системы, повышение надёжности и качества электроэнергии, применение компенсирующих и регулирующих устройств, повышение коэффициента мощности в электроустановках и др.;

ü использование при обоснованиях эффективности капиталовложений практического опыта и новейших научных достижений в области ЭЭС. При этом должны учитываться как технико-экономические показатели при проектировании, так и ожидаемый ущерб при аварийных режимах в установках, находящихся в эксплуатации;

ü выполнение проектирования ЭЭС с учётом перспективы их развития (очерёдности появления потребителей, темпов роста нагрузки, возможности поочерёдного сооружения системы и т.п.).

В данном курсовом проекте решается задача эскизного проектирования электрической части вновь сооружаемой электрической сети 110 – 220 кВ питаемой от одного источника электрической энергии. В соответствии с заданием нам необходимо решить комплекс вопросов технического, технологического и экономического характера. Помимо общепринятых задач, решаемых при проектировании электрической части электрической сети в данном курсовом проекте решаются следующие задачи с элементами научных исследований:

ü анализ вариантов электрической сети по конфигурации и напряжению и принятие решения;

ü анализ технико-экономических показателей вариантов сети с учётом её надёжности и обоснование принятого решения;

ü поиск и обоснование целесообразного пути снижения потерь электрической энергии.

1. ВЫБОР ВАРИАНТОВ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНОЙ СЕТИ

1.2. ВЫБОР ВАРИАНТОВ СХЕМЫ СОЕДИНЕНИЯ СЕТИ

Электрической сетью называют совокупность линий электропередачи и подстанций, работающих на определённой территории.

Выбор схемы электрической сети производится одновременно с выбором напряжения и заключается в определении размещения подстанций, связей между ними, определении числа и мощности трансформаторов на подстанциях и сечений проводов линий электропередачи.

Схема должна обеспечивать необходимую надёжность, под которой понимается способность выполнять заданные функции, сохраняя эксплуатационные показатели в условиях, оговорённых в нормативных документах. Согласно «Правилам устройства электроустановок» (ПУЭ) все электроприёмники по требуемой степени надёжности разделены на три категории.

Первая категория – электроприёмники, нарушение электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, значительный ущерб народному хозяйству и т.п. Эти электроприёмники должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания и перерыв в их электроснабжении может быть допущен только на время автоматического ввода резервного питания.

Вторая категория – электроприёмники, перерыв электроснабжения которых связан с массовым недоотпуском продукции, простоем рабочих механизмов и т.п. Эти электроприёмники рекомендуется обеспечивать электроэнергией от двух независимых источников питания, при этом допустим перерыв электроснабжения на время, необходимое для включения резервного питания дежурным персоналом или выездной бригадой.

Третья категория – все остальные электроприёмники. Электроснабжение этих электроприёмников может выполняться от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта или замены повреждённого элемента сети, не превышают 1 сутки.

Заданная ЭЭС содержит потребителей всех трёх категорий:

· 1 – 3 подстанции – потребители I и II категории;

· 4-я подстанция – потребители III категории.

При разработке вариантов электроснабжения рекомендуется выполнение следующих этапов работы:

1. Намеченные варианты не следует выбирать случайно, каждый вариант должен иметь ведущую идею построения сети (радиальная сеть, кольцевая и смешанная).

2. Выделить подстанции, потребители которых требуют 100% резерва по сети, и предварительно рассмотреть, какими путями может быть выполнено это требование.

3. Выделить подстанции, расположенные вблизи друг от друга и от центра питания, а также более удалённые подстанции. Такое распределение даёт возможность наметить подстанции, которые целесообразно объединить общей сетью. Электроснабжение удалённых подстанций можно осуществить отдельными линиями.

4. Приближенно определить потоки мощности по отдельным линиям. Не следует допускать малонагруженных линий. Наличие их – признак того, что вариант выбран неудовлетворительно.

Определим расположение подстанций (рис. 1), расстояния между ними, полные мощности.

Расстояния между подстанциями, а также между подстанциями и РЭС определим по формуле:

,

где К_непр=1.1 – коэффициент непрямолинейности (действительные длины линий и трасс принимаются на 10 % больше длин, измеренных по прямой линии).

Рис. 1. Расположение

функциональных узлов

РЭС.

Полные мощности нагрузок в узлах электрической сети определим, воспользовавшись формулой:

.

Для подстанции №1 –

Для подстанции №2 –

Для подстанции №3 –

Для подстанции №4 –

Данные расчётов сведём в таблицу 1.

Таблица 1. Полные мощности подстанций.

Согласно, полученному заданию на курсовой проект для нечётного варианта, рассматриваем три радиальные (рис. 2) и две кольцевые схемы распределительной сети (рис. 3).

Критерием выбора для определения наилучшего варианта сети является выражение:

.

Определяем сумму моментов для каждой схемы.

Радиальная схема – 1-й вариант:

Поток мощности на головном участке S ₀₂=∑ S _i=129.769·е ^j36.7º МВ·А;

Участок 21 S ₂₁= S ₁=63.291·е ^j37.8º МВ·А;

Рис. 2. Варианты радиальных схем.

Рис. 3. Варианты кольцевых схем.

Участок 23 S ₂₃= S ₃=27.907·е ^j30.7º МВ·А;

Участок 24 S ₂₄= S ₄=14.103·е ^j38.74º МВ·А.

Определим сумму моментов:

;

МВ·А ·км.

Радиальная схема – 2-й вариант:

Поток мощности на головном участке S ₀₂=∑ S _i=129.769 ·е ^j36.7º МВ·А;

Участок 21

S ₂₁= S ₁+ S ₄=50+j38.804+11+j8.825=61+j47.629=77.392 ·е ^j38º МВ·А;

Участок 23 S ₂₃= S ₃=27.907 ·е ^j30.7º МВ·А;

Участок 14 S ₁₄= S ₄=14.103 ·е ^j38.74º МВ·А.

Определим сумму моментов:

;

МВ·А·км.

Радиальная схема – 3-й вариант:

Поток мощности на головном участке S ₀₂=∑ S _i=129.769·е ^j36.7º МВ·А;

Участок 21

S ₂₁= S ₁+ S ₃+ S ₄=50+j38.804+24+j14.241+11+j8.825=85+j61.87=105.133·е ^j36.1º МВ·А;

Участок 13 S ₁₃= S ₃=27.907·е ^j30.7º МВ·А;

Участок 14 S ₁₄= S ₄=14.103·е ^j38.74º МВ·А.

Определим сумму моментов:

;

МВ·А·км.

Кольцевая схема – 1-й вариант:

На данном этапе расчёта потоки мощности в линиях замкнутой электрической сети определяем приближенно. Расчёт проводим в режиме максимальных нагрузок.

Уравнения для расчёта потока мощности на «головных» участках сети составляем по «правилу моментов».

; ,

где z _m – суммарные сопротивления участков сети от данного узла до противоположного к первому участку конца сети;

z′ _m – суммарные сопротивления участков сети от данного узла и до противоположного к последнему участку конца сети;

z – суммарное комплексное сопротивление сети.

Эти уравнения включают в себя сопротивления линий сети, значения которых пока неизвестны. Чтобы решить поставленную задачу, на данном этапе расчёта примем условие, что сеть однородная, т. е. все участки сети имеют одинаковое поперечное сечение проводов и как следствие для всех линий соблюдается соотношение r₀ /x₀=const. Тогда уравнения для расчёта комплексных значений потоков мощности на головных участках примет вид:

; ,

где l_m, l′ _m, l – соответственно суммарная длина участков сети от m – го узла до её конца, суммарная длина участков сети от этого узла до её начала и полная длина линии.

На основании вышесказанного комплексное значение потока мощности на головных участках сети:

.

.

Правильность расчёта мощности на головных участках следует проверить по балансу, когда в каждый момент времени количество мощности, поступающей в сеть, должна быть равна суммарной мощности, получаемой электроприёмниками. Здесь баланс мощности представляется уравнением

.

На основании того, что количество мощности, поступающей в сеть, равна суммарной мощности, получаемой электроприёмниками, делаем вывод, что потоки мощности на головных участках сети найдены верно.

Комплексные значения потоков мощности в остальных линиях находятся из уравнений, составленных по 1-ому закону Кирхгофа:

S ₂₁= S ₀₂– S ₂=64.932+j49.914–19–j15.744=45.932+j34.17=57.248 е^j36.65°МВА.

S ₁₄= S ₂₁ – S ₁=45.932+j34.17 –50 –j38.804=–4.068–j4.634=6.166 е^{– j131.28°}МВА.

Так как подстанция №1 питается с двух сторон, делаем вывод, что в ней находится точка потокораздела.

S ₃₄= S ₀₃ – S ₃=39.076+j27.688 –24 –j14.241=15.076+j13.447=20.2 е ^j41.73°МВА.

Определяем сумму моментов (при этом активную и реактивную составляющие потока мощности на участке 14 берём положительными):

;

МВ·А·км.

Кольцевая схема – 2-й вариант:

Поток мощности на головном участке S ₀₂=∑ S _i=129.769 ·е ^j36.7º МВ·А.

Потоки мощности на участках 21 и 23 определяем по «правилу моментов»:

.

.

Сделаем проверку правильности нахождения потоков мощности на участках 21 и 23, составив уравнение баланса мощности:

.

Остальные потоки мощности определим, воспользовавшись 1 законом Кирхгофа.

S ₁₄= S ₂₁– S ₁=51.591+j38.735–50–j38.804=1.591–0.069=1.592 е ^–j2.5°МВА.

S ₃₄= S ₂₃ – S ₃=33.424+j23.118 –24 –j14.241=9.424+j8.877=12.947 е ^j43.29°МВА.

Определяем сумму моментов (при этом реактивную составляющую потока мощности на участке 14 берём положительной):

;

МВ·А·км.

Для определения наилучшего варианта сети сравним найденные суммы моментов для каждой схемы, выбирая схему с наименьшим моментом:

· Радиальная схема – выбираем 1-й вариант, т.к.

9360 МВ·А< 9550.79 МВ·А< 10796.27 МВ·А·км;

· Кольцевая схема – выбираем 1-й вариант, несмотря на то что сумма моментов во втором варианте несколько меньше, чем в первом

9849.056 МВ·А< 9973.98 МВ·А.

Объясняем это тем, что линия 14 у второго варианта оказывается малозагруженной, а это означает, что вариант выбран неудовлетворительно.

1.2. ВЫБОР НОМИНАЛЬНЫХ НАПРЯЖЕНИЙ СЕТИ

Номинальное напряжение сети влияет как на её технико-экономические показатели, так и на технические характеристики. Так при повышении номинального напряжения уменьшаются потери мощности и электроэнергии, т.е. снижаются эксплуатационные расходы, уменьшаются сечения проводов, растут предельные мощности, передаваемые по линиям, облегчается перспективное развитие сети, но увеличиваются капиталовложения на сооружения сети. Сеть меньшего напряжения наоборот требует меньших капиталовложений, но увеличиваются эксплуатационные расходы за счёт потери мощности и электроэнергии, обладает меньшей пропускной способностью. Из сказанного следует, важность выбора номинального напряжения при её проектировании.

Номинальные напряжения электрических сетей в Росси установлены действующим стандартом (ГОСТ 721 – 77).

Напряжение 110 кВ имеет наиболее широкое распространение для распределительных сетей во всех ОЭС – независимо от принятой шкалы. На этом напряжении осуществляется электроснабжение промышленных предприятий и узлов больших городов.

Напряжение 220 кВ используется для создания центров питания сети 110 кВ, в меньшей степени – для выдачи мощности электростанций.

Выбор номинальных напряжений произведём по эмпирической формуле Г.А. Илларионова:

, (2, с. 106, ф. 4.1.)

где l – длина линии, км; Р – передаваемая мощность, МВт.

Расчётное напряжение для участка 02 радиальной схемы:

кВ.

Расчётные напряжения для остальных участков радиальной схемы определяются аналогично. Результаты вычислений сведены в таблицу 2.

Расчётное напряжение для участка 02 кольцевой схемы:

кВ.

Расчётные напряжения для остальных участков кольцевой схемы определяются аналогично. Результаты вычислений сведены в таблицу 2.

Таблица 2. Номинальные и расчётные напряжения сети.

Обе рассматриваемые схемы имеют две ступени трансформации. Головной участок сети от источника питания до узловой подстанции имеет номинальное напряжение – 220 кВ, а все другие линии - 110 кВ.

1.6. ВЫБОР СЕЧЕНИЙ ПРОВОДОВ

Критерием для выбора сечения проводников воздушных линий является минимум приведённых затрат.

Сечения проводов выбираем по экономическим токовым интервалам. Экономическим для данного сечения проводников называется такой интервал нагрузок, в пределах которого приведённые затраты по передаче единицы тока на единицу длины проводника минимальны по сравнению с другими сечениями.

Расчётную токовую нагрузку линий определяем по выражению:

I_p=I₅·a_i·a_T, (2, с. 157, ф. 4.2.)

где I₅ – ток линии на пятый год её эксплуатации в нормальном эксплуатационном режиме, определяемый для распределительных линий по нагрузке линии, найденной расчётом потокораспределения при прохождении максимума нагрузки энергосистемы:

.

Здесь S – полная мощность протекающая по участку сети, МВ·А;

п – количество цепей в ЛЭП;

а_i – коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии. Для линий 110 – 220 кВ значение а_i принимается равным 1.05; (2, с. 158)

а_Т – коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки линии Т_м и коэффициент её попадания в максимум энергосистемы k_м.

По полученным для каждой ЛЭП потокам мощности рассчитываем значения полного тока. Для ЛЭП-02 радиальной сети

А.

Определяем средневзвешенное время действия наибольшей нагрузки:

,

где P_i, T_макс.i – соответственно активная мощность и время использования наибольшей нагрузки каждого электроприёмника, мощность которого передаётся по данной линии.

Итак, средневзвешенное время действия наибольшей нагрузки, передаваемой по ЛЭП-02:

;

ч.

Для линий напряжением 220 кВ с k_м=1.0 и Т_{макс.ср.вз.02}=4813.5 ч – а_Т=1.0.

(2, стр. 158, табл. 4.9)

Расчётная токовая нагрузка ЛЭП-02:

I_р02=170.277·е ^j36.7º ·1.05·1.0=178.791·е ^j36.7º А.

По соответствующим экономическим интервалам тока нагрузки для двухцепных линий энергосистемы Сибири с железобетонными опорами для ЛЭП-02 выбираем неизолированные сталеалюминевые провода марки АС-240/32 сечением F₀₂=240 мм².

(2, стр. 283, табл. 7.8)

Значение полного тока ЛЭП-21:

А.

При Т_макс.21=4000 ч – а_Т=1.0.

Расчётная токовая нагрузка ЛЭП-21:

I_р21=166.096·е ^j37.8º ·1.05·1.0=174.401·е ^j37.8º А.

Выбираем провод марки АС-120/19 сечением F₂₁=120 мм².

Значение полного тока ЛЭП-23:

А.

При Т_макс.23=7700 ч – а_Т=1.3.

Расчётная токовая нагрузка ЛЭП-23:

I_р23=73.237·е ^j30.7º ·1.05·1.3=99.969·е ^j30.7º А.

Выбираем провод марки АС-120/19 сечением F₂₃=120 мм².

Значение полного тока ЛЭП-24:

А.

При Т_макс.24=5000 ч – а_Т=1.0.

Расчётная токовая нагрузка ЛЭП-24:

I_р24=74.022·е ^j38.74º ·1.05·1.0=77.723·е ^j38.74º А.

Для одноцепных линий энергосистемы Сибири с железобетонными опорами для ЛЭП-24 выбираем провод марки АС-120/19 сечением F₂₄=120 мм².

Определяем средневзвешенное время действия наибольшей нагрузки, передаваемой по головным участкам (ЛЭП-02 и ЛЭП-03) кольцевой сети:

;

ч.

Значение полного тока ЛЭП-02:

А.

При Т_{макс.ср.вз.}=4813.5 ч – а_Т=1.0.

Расчётная токовая нагрузка ЛЭП-02:

I_р02=214.932·е ^j37.55º ·1.05·1.0=225.678·е ^j37.55º А.

Для одноцепных линий энергосистемы Сибири с железобетонными опорами для ЛЭП-02 выбираем провод марки АС-240/32 сечением F₀₂=240 мм².

Значение полного тока ЛЭП-03:

А.

При Т_{макс.ср.вз.}=4813.5 ч – а_Т=1.0.

Расчётная токовая нагрузка ЛЭП-03:

I_р03=125.684·е ^j35.32º ·1.05·1.0=131.968·е ^j35.32º А.

Выбираем провод марки АС-240/32 сечением F₀₃=240 мм².

Значение полного тока ЛЭП-21:

А.

При Т_{макс.ср.вз.}=4813.5 ч – а_Т=1.0.

Расчётная токовая нагрузка ЛЭП-21:

I_р21=300.474·е ^j36.65º ·1.05·1.0=315.498·е ^j36.65º А.

Выбираем провод марки АС-240/32 сечением F₂₁=240 мм².

Значение полного тока ЛЭП-14:

А.

При Т_{макс.ср.вз.}=4813.5 ч – а_Т=1.0.

Расчётная токовая нагрузка ЛЭП-14:

I_р14=32.363·е- ^j131.28º ·1.05·1.0=33.981·е- ^j131.28º А.

Выбираем провод марки АС-95/16 сечением F₁₄=95 мм².

Значение полного тока ЛЭП-34:

А.

При Т_{макс.ср.вз.}=4813.5 ч – а_Т=1.0.

Расчётная токовая нагрузка ЛЭП-34:

I_р34=106.023·е ^j41.73º ·1.05·1.0=111.324·е ^j41.73º А.

Выбираем провод марки АС-120/19 сечением F₃₄=120 мм².

Результаты расчётов сведём в таблицу 3.

Таблица 3. Расчётные токи и принятые сечения проводов ЛЭП.

1.6. ПРОВЕРКА СЕЧЕНИЙ ПРОВОДОВ ПО ТЕХНИЧЕСКИМ ОГРАНИЧЕНИЯМ (НАГРЕВ, КОРОНА, МЕХАНИЧЕСКАЯ ПРОЧНОСТЬ ПРОВОДОВ И ОПОР)

Выбранное сечение провода должно быть проверено по допустимой токовой нагрузке по нагреву:

I_р.н ≤ I_доп, (2, стр. 160, ф. 4.5)

где I_р.н – расчётный ток для проверки проводов по нагреву (в качестве такового принимается средняя токовая нагрузка за полчаса), при этом расчётными режимами могут являться нормальные или послеаварийные режимы, а также периоды ремонтов других элементов сети, возможных неравномерностей распределения нагрузки между линиями и т.п.;

I_доп – допустимые длительные токовые нагрузки. (2, стр. 292, табл. 7.12)

Проверку выбранных сечений «по нагреву» произведём током послеаварийного режима, при котором по проверяемой линии передаётся наибольшая мощность.

В радиальной сети сечение двухцепной линии проверяется при отключении одной из цепей (тогда n=1) в период максимальной нагрузки. При этом значение тока в послеаварийном режиме:

для ЛЭП-02: А;

для ЛЭП-21: А;

для ЛЭП-23: А.

Так как допустимые длительные токи для неизолированных сталеалюминиевых проводов марки АС при прокладке вне помещений сечением:

95 мм² – 330 А, 120 мм² – 390 А, 240 мм² – 605 А,

делаем вывод, что выбранные сечения проводников для радиальной сети удовлетворяют условию проверки по допустимой токовой нагрузке на нагрев.

Послеаварийным режимом кольцевой схемы является отключение одного наиболее загруженного головного участка сети, т. е. ЛЭП-02 или ЛЭП-03. В этом случае замкнутая сеть превращается в разомкнутую и состоит из четырёх последовательных участков. Определим значения токов на участках сети при аварии на ЛЭП-02 (расчёт ведём от конца схемы):

для ЛЭП-21: А;

для ЛЭП-14:

для ЛЭП-34:

для ЛЭП-03:

Следовательно, выбранное сечение проводов для ЛЭП-14 и ЛЭП-34 не проходит проверку «по нагреву». Выбираем в качестве проводов для этих участков сети сталеалюминевые провода АС-240/32 сечением 240 мм² с допустимой токовой нагрузкой 605 А.

Проверке по условиям короны подлежат воздушные линии 110 кВ и выше, прокладываемые по трассам с отметками выше 1500 м над уровнем моря. Воздушные ЛЭП напряжением 110 кВ со сталеалюминевыми проводами по условию ограничения потерь «на корону» должны иметь сечение не менее 70 мм², а напряжением 220 кВ – не менее 240 мм². Следовательно, выбранные сечения проводов для линий электропередач обоих вариантов районных электрических сетей отвечают этому требованию.

Ограничения по условиям механической прочности проводов и опор ЛЭП относятся к сетям напряжением 35 кВ и ниже, поэтому данные ВЛ этой проверке не подлежат.

Проверке по потерям напряжения воздушные линии 35 кВ и выше не подлежат. Так как повышение уровня напряжения путём увеличения сечения проводов по сравнению с применением на понижающих подстанциях трансформаторов с РПН (регулирование напряжения под нагрузкой) экономически не оправдано.

1.5. Определение сопротивлений и проводимостей ЛЭП

Воздушные линии напряжением 110 кВ и выше и длиной до 300 – 400 км обычно представляются П-образной схемой замещения (рис. 4).

Рис.4. Схемы замещения линий электропередачи с емкостной проводимостью и генерируемой реактивной мощностью.

Линии электропередачи характеризуются следующими параметрами: активным сопротивлением r_л, Ом; реактивным сопротивлением х_л, Ом; активной проводимостью g_л, См; реактивной проводимостью b_л, См.

Активное сопротивление представляет собой сопротивление протекающему по проводу переменному току. Активное сопротивление (Ом) ЛЭП длиной l (км) определяется выражением:

r_л=r₀·l, (1, стр. 126, ф. 5.11)

где r₀ – удельное сопротивление (Ом/км) при температуре проводов +20º С.

(2, стр. 277, табл. 7.5; стр. 278, табл. 7.6)

Найдём активное сопротивление головного участка радиальной сети:

r_л02=r₀·l₀₂=0.121·28.045=3.393 Ом.

Расчёты активных сопротивлений остальных участков радиальной и кольцевой сети производятся аналогично. Результаты расчётов сведены в таблицу 4.

Реактивное сопротивление ЛЭП – это индуктивное сопротивление, обусловленное магнитным полем, возникающим вокруг и внутри провода при протекании по нему переменного тока. Индуктивное сопротивление (Ом) ЛЭП длиной l (км) определяется выражением:

х_л=х₀·l, (1, стр. 127, ф. 5.14)

где х₀ – удельное сопротивление (Ом/км).

(2, стр. 277, табл. 7.5; стр. 278, табл. 7.6)

Найдём реактивное сопротивление головного участка радиальной сети:

х_л02=х₀·l₀₂=0.435·28.045=12.2 Ом.

Расчёты реактивных сопротивлений остальных участков радиальной и кольцевой сети производятся аналогично. Результаты расчётов сведены в таблицу 4.

Активная проводимость ЛЭП обусловлена потерями активной мощности в диэлектриках. В ВЛ эти потери связаны с коронироваием проводов и несовершенством изоляторов. Применение проводов минимальных сечений с учётом условий коронирования позволяет снизить потери мощности на корону в ВЛ напряжением 110 – 220 кВ до единиц киловатт на 1 км линии, в результате чего эти потери в расчётах не учитываются, а активную проводимость линии принимают равной нулю.

Реактивная проводимость ЛЭП обусловлена наличием ёмкости между фазами и между фазами и землёй. Реактивную (ёмкостную) проводимость (См) ЛЭП длиной l (км) определяем по формуле:

b_л=b₀·l, (1, стр. 132, ф. 5.34)

где b₀ – удельная ёмкостная проводимость (См/км).

(2, стр. 277, табл. 7.5; стр. 278, табл. 7.6)

Найдём реактивную проводимость головного участка радиальной сети:

b_л02=b₀·l₀₂=2.6 ·10 ^–6·28.045=72.917·10 ^–6 См.

Расчёты реактивных проводимостей остальных участков радиальной и кольцевой сети производятся аналогично. Результаты расчётов сведены в таблицу 4.

Вместо емкостной проводимости иногда учитывается реактивная (зарядная) мощность. Зарядная мощность – реактивная (емкостная) мощность, которая генерируется линией, определяется в основном напряжением линии и принимает существенные значения в ВЛ напряжением 110 кВ и выше.

Зарядная мощность определяется по формуле:

Q_c=b₀·l·U_ном²·n. (1, стр. 133, ф. 5.36)

Здесь n – количество цепей в ЛЭП.

Найдём зарядную мощность головного участка радиальной сети:

Q_c02=b₀·l₀₂· U_ном²·n =2.6 ·10 ^–6·28.045·(220·10 ³)²·2=7.058 МВ·Ар.

Зарядные мощности остальных участков радиальной и кольцевой сети определяются аналогично. Результаты расчётов сведены в таблицу 4.

Таблица 4. Расчётные сопротивления и проводимости ЛЭП

1.6. ПРИБЛИЖЕННОЕ ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ НАПРЯЖЕНИЯ

Определим потери напряжения в сети с целью проверки выбранных вариантов, которые должны обеспечить требуемый уровень отклонений напряжения у потребителей с учётом возможностей регулирования напряжения под нагрузкой.

Потеря напряжения в сети одного класса напряжения в нормальных режимах работы не должна, ориентировочно, превосходить 15 % от номинального напряжения, а в наиболее тяжёлых послеаварийных режимах – 25 %. Потеря напряжения свыше указанных величин, или, наоборот, менее 5 % в нормальном режиме свидетельствует о неправильно выбранном номинальном напряжении сети.

Потерю напряжения определяем по формуле:

;

(2, стр. 179, ф. 5.57)

где P_ij, Q_ij – протекающие по участку сети активная и реактивная мощности;

R_ij, X_ij – активное и индуктивное сопротивления участка сети;

п – количество цепей в ЛЭП.

В этом выражении первое слагаемое определяет продольную составляющую потери напряжения, а второе слагаемое – поперечную составляющую. Поперечная составляющая потери напряжения учитывается только для сетей 220 кВ и выше.

В процентном отношении от номинального напряжения потери напряжения на участках сети рассчитываем по выражению:

.

Определяем потерю напряжения в радиальной сети при нормальном режиме работы:

на участке 21 – кВ

или в процентах %;

на участке 23 – кВ

%;

на участке 24 – кВ

%;

на участке 02 –

%.

Определяем потери напряжения на участках кольцевой сети, учитывая что подстанция № 1 питается с двух сторон и, следовательно, в ней находится точка потокораздела.

На участке 21 – кВ

или в процентах %.

На участке 02 –

%.

На участке 14 – кВ

%;

На участке 34 –

%;

На участке 03 –

%.

Результаты вычислений потерь напряжения в ЛЭП в нормальном режиме сведены в таблицу 5, из которой видно, что потери напряжения проектируемых линий не превышают допустимых 15 %.

Таблица 5. Приближенное определение потерь напряжения в ЛЭП в нормальном режиме.

Определяем потери напряжения на участках радиальной сети в послеаварийном режиме работы, когда отключена одна из цеп