Расчетное
сечение
|
Наименование
сечения
|
Допус.
продолжительный (длительный) ток вне помещений
|
FpА2=230мм2
|
2АС120/19
мм2
|
390
А
|
FpА4=340мм2
|
2АС185/24
мм2
|
520
А
|
Fp43=198мм2
|
АС185/24
мм2
|
520
А
|
Fp31=70мм2
|
АС70/11
мм2
|
265
А
|
Fp1В=326мм2
|
АС185/24
мм2
|
520
А
|
5. Проверка выбранных сечений
.1 Проверка выбранных сечений по
условиям короны
Потери на корону зависит от напряжённости
электрического поля. Увеличение диаметра провода влечёт за собой почти прямо
пропорциональное снижение рабочей напряжённости. Поэтому для снижения потерь
мощности на корону сечения проводов необходимо увеличивать.
Проверка выбранных сечений по условиям короны
проводится для воздушных линий электропередачи напряжением 35 кВ и выше,
которые прокладываются по трассам свыше 1000 м над уровнем моря. При более
низких отметках проверка по условиям короны не производится, если количество
проводов в фазе и их диаметр равны или больше минимально допустимых сечений и
диаметров проводов по условиям короны, приведённые в справочнике.
По справочным данным для воздушных линий
электропередачи 110 кВ минимально допустимое сечение по условиям короны
сталеалюминевого провода 70 мм2, диаметр провода 11.4 мм
(соответственно провод АС70/11).
Все участки первого варианта конфигурации
электрической сети района проходят по условиям короны, кроме участка 2-3
(АС35/6,2 ) на котором принимаем провод АС70/11, длительнодопустимый ток равен
265А.
Аналогично проведём проверку для второго
варианта. Все участки второго варианта конфигурации электрической сети района
проходят по условиям короны, кроме участка 3-1 (АС35/6,2 ) на котором принимаем
провод АС70/11, длительнодопустимый ток равен 265А.
5.2 Проверка выбранных сечений по
механической прочности опор
Так как для сооружение ВЛ применяют
унифицированные или типовые опоры, то выбранные сечения должны находиться в
границах используемых сечений для каждого типа применяемых опор.
Еcли
расчётное сечение участка сети превысит верхнюю границу использования
максимального сечения проводов ВЛ для выбранного класса напряжения, то следует
рассмотреть вариант усиления сети (переход на высший класс напряжения или
использование двухцепной линии).
Для сооружения ВЛ районной сети в обоих
вариантах конфигурации схемы применяем стальные опоры. Соответственно для опор
данного типа при номинальном напряжении сети 110 кВ по условиям механической
прочности максимально допустимое сечение по справочным данным 240 мм2
В первом варианте конфигурации электрической
сети района участок А-2 не проходит по данному условию. Выполняем этот участок
двуцепной линией.
А-2: 2 * АС 240/32, I
дл.д=605
А,
Во втором варианте конфигурации электрической
сети района участки А-4 и 1-В не проходят по данному условию. Выполняем эти
участки двуцепной линией.
А-4: 2 * 185/24мм2, I
дл.д=520
А
-В: 2 * 185/24 мм2, I
дл.д=520
А
5.3 Проверка выбранных сечений по
допустимой токовой нагрузке в послеаварийном режиме
При протекании тока по проводнику происходит
нагрев проводника и его изоляции. Чтобы обеспечить длительную работу проводов,
их температура не должна превосходить предельно допустимой температуры, которой
соответствуют вполне определённые токи при определённых условиях охлаждения
(температура окружающей среды, условие прокладки проводников).
В послеаварийном режиме по проводам протекает
ток значительно выше, чем в нормальном режиме. Проверка по допустимой токовой
нагрузке в послеаварийном режиме производится по следующей формуле:
где Iм-наибольший
из средних за полчаса токов линии в нормальном, ремонтном и послеаварийных
режимах;
Iд-допустимый
длительный ток провода с учетом поправочных коэффициентов на условия прокладки
и температуру окружающей среды.
По итогам предыдущих проверок
выбранных сечений исходные схемы получили изменения. Проверим выбранные сечения
по допустимой токовой нагрузки в послеаварийном режиме для первого варианта
конфигурации схемы районной сети. Рассмотрим участок А-2 (вариант 1),
выполненный двухцепной линией. Для него аварийным режимом будем считаться
отключение одной цепи, тогда вся мощность будет протекать по неповреждённой
цепи (см. рис.4).
Рис.4
Следовательно, потокораспределение
не меняется.
Iав А2 = Iр А2 = 260 А
Iдл.доп А2 = 390 А
> 260 А следовательно, условие выполняется.
Рассмотрим участок А-2 (вариант 2),
выполненный двухцепной линией. Для него аварийным режимом будем считаться
отключение одной цепи, тогда вся мощность будет протекать по неповреждённой
цепи (см. рис.5).
Рис.5
Следовательно, потокораспределение
не меняется.
Iав А2 = Iр А2 = 230 А
Iдл.доп А2 = 330 А
> 230 А следовательно, условие выполняется.
Рассмотрим участок А-4 (вариант 2),
выполненный двухцепной линией. Для него аварийным режимом будем считаться
отключение одной цепи, тогда вся мощность будет протекать по неповреждённой
цепи (см. рис.6).
Рис.6
Следовательно, потокораспределение
не меняется.
Iав А4 = Iр А4 = 340 А
Iдл.доп А4 = 520 А
> 340 А следовательно, условие выполняется.
Рассмотрим участок 1-В (вариант 2),
выполненный двухцепной линией. Для него аварийным режимом будем считаться
отключение одной цепи, тогда вся мощность будет протекать по неповреждённой
цепи (см. рис.7).
Рис.7
Следовательно, потокораспределение
не меняется.
Iав1В= = Iр 1В = 326 А
Iдл.доп 1В = 520 А
> 326 А следовательно, условие выполняется.
6. Выбор трансформаторов подстанций
При выборе трансформаторов, как
правило, определяющим условием является не экономический критерий, а нагрузочная
способность, то есть мощность трансформаторов следует выбирать по допустимой
нагрузке.
В практике проектирования на
подстанциях всех категорий предусматривается установка двух трансформаторов,
большее их число устанавливают в специальных случаях, что не относится к
данному курсовому проекту.
Мощность трансформаторов выбирается
по нагрузке пятого года эксплуатации подстанции. При выборе трансформаторов на
понижающие подстанции необходимо учитывать:
1) заполнение суточного графика нагрузки;
2) продолжительность максимума нагрузки;
) летние недогрузки трансформаторов;
) зимние температуры воздуха;
) перегрузочные способности
трансформаторов в зависимости от системы охлаждения.
При отсутствии подробной информации о графиках
нагрузки подстанций (что имеет место в данном курсовом проекте) допускается
упрощённый выбор трансформаторов, в котором мощность каждого из двух
трансформаторов выбирается по двум условиям:
) по загрузке в нормальном режиме:
SТном;
2) по перегрузке в послеаварийном режиме:
SТном ,
где Sm-максимальная
нагрузка подстанции в нормальном режиме;
kав
- допустимый коэффициент перегрузки трансформаторов в аварийных случаях;
k1-2-
коэффициент участия в нагрузке потребителей I
и II категорий.
Значение Кав в соответствии с ПУЭ
берётся равным 1.4, что допускает перегрузку трансформатора на 40% в течение не
более 5 суток на время максимумов нагрузки продолжительностью не более 6 ч в
сутки. Коэффициент К1-2= 1, так как нагрузка III
категории питается совместно с нагрузкой I
и II категории.
Выберем трансформаторы подстанций по данным
условиям:
) по загрузке в нормальном режиме
2) по перегрузке в послеаварийном режиме
Из стандартного ряда выбираем трансформатор по
наибольшему значению мощности из двух условий в соответствие с напряжением
проектируемой сети (напряжение сети 110 кВ). На трансформаторных подстанциях
принимаем трансформатор типа:
: ТДУ-25000/110
: ТДУ-25000/110
: ТДУ-25000/110
: ТДУ-40000/110
7. Выбор схем присоединения
подстанций и коммутационных схем
В зависимости от способа присоединения сети
различают следующие типы подстанций: тупиковые, ответвительные, проходные и
узловые (рис.8). Ответвительные и проходные подстанции располагаются, как
правило, между двумя центрами питания, поэтому их объединяют термином
«промежуточные». Через шины проходных и узловых подстанций осуществляется переток
мощностей, поэтому их так же называют транзитными.
К сети трансформаторы подстанций присоединяются
посредством коммутационных аппаратов. Схемы присоединений называются
коммутационными или схемой распределительного устройства (РУ). Для подстанций
свыше 35 кВ разработаны типовые коммутационные схемы, каждая из которых имеет
свою область применения.
Исходя из вышесказанного, определим для каждого
варианта конфигурации электрической сети района тип присоединения подстанций к
сети высокого напряжения и схемы РУ подстанций
Первый вариант
Подстанции 1, 3 и 4 по способу присоединения к
сети ВН являются проходными, подстанция 2- узловая. Для распределительных
устройств узловых подстанций выберем типовую схему «сдвоенный мостик с
выключателями в цепях трансформатора»; для проходных - «мостик с выключателем
перемычки и выключателями в цепях трансформатора».
Рис.8. Типы подстанций
Второй вариант
Подстанции 1 и 4 по способу присоединения к сети
ВН являются узловыми, подстанции 2 - тупиковая, подстанция 3 - проходная. Для
распределительных устройств узловых подстанций выберем типовую схему «сдвоенный
мостик с выключателями в цепях трансформатора»; для тупиковой - «два блока с
выключателем и неавтоматической перемычкой со стороны линии». Для проходных -
«мостик с выключателем перемычки и выключателями в цепях трансформатора».
8. Технико-экономический расчет и
сравнение вариантов сети
В условиях рыночных отношений между
производителями и потребителями электрической энергии выбор варианта развития
электрической сети должен учитывать множество факторов, среди которых
необходимо назвать следующие:
) срок строительства электрической сети;
2) начальные капитальные затраты на её
сооружение;
) темпы инфляции и рост стоимости затрат
за время сооружения;
) учетную ставку банка за выданную ссуду
на сооружение сети;
) тариф на электроэнергию и его
изменение;
) эксплуатационные расходы за весь срок
службы.
Экономическим критерием, по которому определяют
наивыгоднейший вариант, является минимум приведённых затрат, вычисляемый по
формуле:
,
где К - капитальные вложения на сооружение
электрической сети; Ен - нормативный коэффициент (принимаем равным
0.15); И - издержки за весь срок службы электрической сети. Капитальные
вложения К можно представить как сумму капитальных вложений в подстанции Кпс и
капитальных вложений в линии Кл:
К=Кпс+Кл
Капитальные вложения в подстанции определяется
как:
Кпс=Кт+КОРУ+Кпост,
где Кт-капитальные вложения в
трансформаторы; КОРУ-капитальные вложения в открытое распределительное
устройство; Кпост-постоянная часть затрат. Найдем капиталовложения в линию для
первого варианта схемы:
Таблица 1
Участок
|
Наименование
сечения
|
Длина
линии, км
|
Стоимость
ВЛ, тыс. руб./км
|
Сумма,
тыс. руб.
|
А4
41 1В А2 23 3В
|
АС
240/32 АС 185/24 АС95/16 2хАС 120/19 АС 70/11 АС 185/24
|
43
67 86 42 72 67
|
1170
1170 1050 1050 1590 1170
|
50310
78390 90300 44100 114480 78390
|
455970
|
Найдем капиталовложения в линию для второго
варианта схемы:
Таблица 2
Участок
|
Наименование
сечения
|
Длина
линии, км
|
Стоимость
ВЛ, тыс. руб./км
|
Сумма,
тыс. руб.
|
А2
А4 43 31 1В
|
2хАС
120/19 2хАС 185/24 АС185/24 АС70/11 2хАС 185/24
|
42
43 86 110 86
|
1590
1795 1170 1590 1795
|
66780
77185 100620 174900 154370
|
ИТОГО:
|
573855
|
Рассчитаем капитальные вложения в подстанции для
1 варианта.
Таблица 3
Участок
|
Схема
соединения подстанции
|
Тип
трансформатора
|
Кт
|
Кору
|
Кпост
|
Кпс
|
1
|
5Н
|
ТДУ
25000
|
5500х2=11000
|
30000
|
9000
|
50000
|
2
|
6Н
|
ТДУ
25000
|
5500х2=11000
|
45000
|
10750
|
66750
|
3
|
5Н
|
ТДУ
25000
|
5500х2=11000
|
30000
|
9000
|
50000
|
4
|
5Н
|
ТДУ
40000
|
7300х2=14600
|
30000
|
9000
|
53600
|
ИТОГО:
|
220350
|
Рассчитаем капитальные вложения в подстанции для
2 варианта.
Таблица 4
Участок
|
Схема
соединения подстанции
|
Тип
трансформатора
|
Кт
|
Кору
|
Кпост
|
Кпс
|
1
|
6Н
|
ТДУ
25000
|
5500х2=11000
|
45000
|
10750
|
66750
|
4Н
|
ТДУ
25000
|
5500х2=11000
|
15200
|
8000
|
34200
|
3
|
5Н
|
ТДУ
25000
|
5500х2=11000
|
30000
|
9000
|
50000
|
4
|
6Н
|
ТДУ
40000
|
7300х2=14600
|
45000
|
10750
|
70350
|
ИТОГО:
|
221300
|
Капитальные вложения К для 1 варианта сети будут
равны:
К=Кпс+Кл=220 350+455 970=676 320 тыс.руб.
Капитальные вложения К для 2 варианта сети будут
равны:
К=Кпс+Кл=221 300+573 855=795 155 тыс.руб.
Издержки без учета стоимости потерь
электроэнергии и ущерба можно определить как сумму амортизационных расходов Иа
и эксплуатационных расходов Иэ:
И=Иа+Иэ.
Амортизационные расходы:
Иа =kа∙К,
где kа - коэффициент амортизации для линий и
подстанций, равный 0,067.
Для первого варианта сети амортизационные
расходы Иа будут равны:
Иа= kа ∙К=0,067∙676
320=45 313,44 тыс.руб.
Для второго варианта сети амортизационные
расходы Иа будут равны:
Иа= kа ∙К=0,067*795 155=53
275,39 тыс.руб.
Эксплуатационные расходы:
Иэ =kэ∙К,
где kэ - коэффициент эксплуатационных затрат,
равный 0,059.
Для первого варианта сети эксплуатационные
расходы Иэ будут равны:
Иэ =kэ∙К=0,059*676320=39 902,88
тыс.руб.
Для второго варианта сети эксплуатационные
расходы Иэ будут равны:
Иэ =kэ∙К=0,059*795155=46 914,15
тыс.руб.
И1=Иа1+Иэ1=45
313,44+39 902,88=85 216,32 тыс.руб.
И2=Иа2+Иэ2=53
275,39+46 914,15=100 185,54 тыс.руб.
Минимум приведённых затрат для первого варианта
сети составляет:
З1=Ен∙К+И = 0,15∙676
320+85 216,32=186 664,32 тыс.руб.
З2=Ен∙К+И =0,15∙795
155+100 185,54=219 458,79 тыс.руб.
В итоге к реализации принимаем первый вариант
как вариант с наименьшими приведёнными затратами.
Заключение
В данном курсовом проекте была разработана схема
и произведён расчёт режима районной электрической сети. Из двух наиболее
рациональных вариантов конфигурации электрической сети, предложенных на
начальных этапах проектирования, на основании технико-экономического расчёта к
реализации принят наиболее экономичный вариант, что важно в условиях рыночной
экономики, в условиях свободной конкуренции между частными энергетическими
компаниями - производителями электроэнергии. При этом данный вариант
конфигурации сети удовлетворяет всем техническим требованиям, предъявляемым в
правилах устройства электроустановок (ПУЭ) и в других отраслевых нормативных
актах: надёжности электроснабжения потребителей данной категории, качеству
поставляемой электроэнергии и безопасности как для обслуживающего персонала и
людей, проживающих вблизи элементов данной сети, так и для экологии в целом.
Библиографический список
1. Лыкин
А.В. Электрические системы и сети: Учебное пособие. - М.: Университетская
книга; Логос, 2006. - 254 с.
2. Неклипаев
Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций.- М.: Энергоатомиздат,
1989.
3. Файбисович
Д.Л. Справочник по проектированию электрических сетей. - М.: НЦ ЭНАС, 2006. -
352 с.