|
Показатель
|
Номер варианта
соединения
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
5
|
|
nв, шт
|
9
|
8
|
6
|
4
|
4
|
6
|
|
 , км270.27269.33260.83245.73236.26216.41
|
|
|
|
|
|
|
|
 , км474,4484.79467.79459.33418.65386
|
|
|
|
|
|
|
Для каждого из оставшихся вариантов определяем
потокораспределение мощностей по линиям, упрощенно, без учета потерь мощности в
линиях схемы и трансформаторах.
Для выяснения, какому из номинальных напряжений (35, 110, 220
кВ) соответствует предложенный вариант схемы - сети проводим пробный расчет
сечений проводов линий, причем наиболее загруженную линию при напряжении 35 кВ,
а наименее загруженную - при 220 кВ. Если сечение линии на напряжении 35 кВ
получится значительно больше рекомендованного (АС-35…АС-150), а для линии
напряжением 220 кВ значительно меньше рекомендованного (АС-240…АС-400), то эти
варианты на напряжениях 35 и 220 кВ в дальнейшем не рассматриваем.
Расчёты ведём по формулам
;
,
где S’j - полная мощность протекающая по одной
линии в данном направлении или по одной цепи двухцепной линии, кВА; jэк =1 А/мм2- экономическая плотность тока.
Находится из таблиц ПУЭ.
Для схемы №5
мм2 >150 мм2
мм2 <240 мм2
Для схемы №6
мм2 >150 мм2
мм2 <240 мм2
Исходя из полученных результатов и поставленных условий можно
сделать вывод, что линии на напряжение 35 кВ и 220 кВ в наших схемах соединения
не подходят. Поэтому считаем на номинальное напряжение 110 кВ.
Выбор сечений линий на напряжение 110 кВ проводим полностью.
Рекомендованные сечения линий 110 кВ - это АС-70…АС-300. Если расчетное сечение
< 70мм2, то его увеличиваем до АС-70. Если же расчетное сечение
> 300мм2 - принимаем другое схемное решение, увеличиваем число
цепей линии или отказываемся от предложенного варианта.
Сечение проводов линии:
где S’j - полная мощность, протекающая по
одноцепной линии или по одной цепи двухцепной линии, МВА; Uн =110 кВ- номинальное напряжение сети; jэк =1 А/мм2- экономическая плотность тока, А/мм2.
Находится из таблиц ПУЭ.
Рассчитываем сечения проводов для всех оставшихся вариантов и
заносим результаты в таблицы.Сечение округляем до стандартного и выбираем марки
проводов по [1]. Технические характеристики приводятся в [1].
Для схемы №5
мм2, марка провода АС-185,(r0=0,170; x0=0,409)
мм2, марка провода АС-70,(r0=0,460; x0=0,440)
мм2, марка провода АС-150,(r0=0,210; x0=0,416)
мм2, марка провода АС-70,(r0=0,460; x0=0,440)
мм2, марка провода АС-95,(r0=0,330; x0=0,429)
мм2, марка провода АС-185,(r0=0,170; x0=0,409)
мм2, марка провода АС-95,(r0=0,330; x0=0,429)
мм2, марка провода АС-120,(r0=0,270; x0=0,423)
Для схемы №6
мм2, марка провода АС-70,(r0=0,460; x0=0,440)
мм2, марка провода АС-95,(r0=0,330; x0=0,429)
мм2, марка провода АС-240,(r0=0,130; x0=0,390)
мм2, марка провода АС-120,(r0=0,270; x0=0,423)
мм2, марка провода АС-95,(r0=0,330; x0=0,429)
Дальнейшее технико-экономическое сравнение вариантов производим в
два этапа.
На первом этапе сравниваем варианты по потерям напряжения. Лучшими
считаются варианты, у которых окажутся меньшие потери напряжения от источника
питания до наиболее удаленного приемного пункта. Потери напряжения в j - той линии определяем по формуле:
где lj - длина линии, км; Pj, Qj - активная (МВт) и реактивная (МВАр)
мощности, протекающие по линии; roj, xoj - погонное активное (Ом/км) и реактивное (Ом/км)
сопротивление линии (взятое из [1]).
При нескольких последовательно соединенных линиях определяем
суммарные потери напряжения на участке «источник питания - наиболее удаленный
приемный пункт». Вариант считается пригодным для дальнейшего рассмотрения, если
наибольшие потери напряжения будут не более 15% (16,5 кВ) в нормальном и
20% (22 кВ) в послеаварийном режимах работы сети.
Для схемы №5
кВ
кВ
кВ
кВ
кВ
Послеаварийным режимом, считаем тот при котором у двухцепной
линии одна из цепей выходит из строя. Вследствие этого, сопротивление линии и
потери напряжения увеличиваются в 2 раза.
кВ <22 кВ
кВ <22 кВ
кВ <22 кВ
Для схемы №6
кВ
кВ
кВ
кВ
кВ
кВ
кВ <22 кВ
Сравнивая полученные результаты сдопустимыми потерями
напряжения при нормальной работе и послеаварийной, делаем вывод, что при всех
двух вариантах потери в линии по напряжению являются приемлемыми.
На втором этапе производим технико-экономическое сравнение
оставшихся 2 вариантов схемы сети и номинального напряжения по приведенным
затратам. Для технико-экономического сопоставления каждый вариант сети должен
быть тщательно разработан с выбором схем подстанций, с расчетом потерь
напряжения, мощности и электроэнергии, с определением параметров линии,
трансформаторов и т.п.
2.2 Выбор мощности трансформаторов приёмных
подстанций
Исходя из условия надежности электроснабжения потребителей 1
категории, на подстанциях принимаем к установке по два трансформатора, мощность
каждого определяем приближенно с учетом 40%-ной перегрузки при отключении
одного из них. Полученную мощность округляем до ближайшей номинальной мощности
трансформатора, указанной в [2], где также приведены типы, каталожные и
расчетные данные серийно выпускаемых трансформаторов.
где S’i - полная мощность подстанции за минусом
мощности компенсирующих устройств, МВА. Данные берём из таблицы 1.2
Подстанция “а»
МВА
Выбираем два трёхфазных, двухобмоточных трансформатора. Типа
ТДН 16000/110, мощностью 16000 кВА, с РПН, две секции шин. Общая стоимость 138
тыс. руб.
Подстанция “б»
МВА
Выбираем два трёхфазных, двухобмоточных трансформатора. Типа ТДН
16000/110. Каждый из них мощностью по 16000 кВА, с РПН, две секции. Общая
стоимость 138 тыс. руб.
Подстанция “в»
МВА
Выбираем два трёхфазных, двухобмоточных трансформатора. Типа ТДН
16000/110. Каждый из них мощностью по 16000 кВА, с РПН, две секции. Общая
стоимость 138 тыс. руб.
Подстанция “д»
МВА
Выбираем два трёхфазных, двухобмоточных трансформатора. Типа
ТДН 16000/110, мощностью 16000 кВА, с РПН, две секции шин. Общая стоимость 138
тыс. руб.
Подстанция “е»
МВА
Выбираем два трёхфазных, двухобмоточных трансформатора. Типа ТДН
16000/110. Каждый из них мощностью по 16000 кВА, с РПН, две секции. Общая
стоимость 138 тыс. руб.
2.3 Выбор другого оборудования подстанций
На стороне низшего напряжения подстанций принимаем одиночные
секционированные системы сборных шин, причем в случае установки двух
двухобмоточных трансформаторов берём две секции шин, для трансформаторов с
расщепленными обмотками низшего напряжения - четыре, по одной секции на каждую
половину обмотки.
Число отходящих от этих секций фидеров принимаем исходя из средней
нагрузки фидеров:
Sф = 3 МВА,
при номинальном напряжение Uном = 10 кВ.
Тогда количество выключателей на стороне низшего напряжения
подстанции
пвн = пвф + пвс + пвр
+ пвку + пвв
где пвф - число фидерных
выключателей; пвфi = Si/3, Si - полная мощность подстанции, МВА; пвр
- число резервных выключателей, равное числу секций; пвс -
число секционных включателей, равное числу секций, деленному на два; пвку
- число выключателей для подключения батарей конденсаторов, равное количеству
конденсаторных установок; пвв - число вводных выключателей,
равное количеству обмоток трансформаторов
Подстанции“а»
шт
пвр = псекций= 2 шт
пвс = псекций /2=1 шт
пвку = пвку =1 шт
пвв = побм= 2шт
пвн = пвф + пвс + пвр
+ пвку + пвв=8+2+1+1+2=14 шт
Подстанции “б»
шт
пвр = псекций= 2 шт
пвс = псекций /2=1 шт
пвку = пвку =1 шт
пвв = побм= 2 шт
пвн = пвф + пвс + пвр
+ пвку + пвв=7+2+1+1+2=13 шт
Подстанции “в»
шт
пвр = псекций= 2 шт
пвс = псекций /2=1 шт
пвку = пвку =2 шт
пвв = побм= 2 шт
пвн = пвф + пвс + пвр
+ пвку + пвв=11+2+1+2+2=18 шт
Подстанции “д»
шт
пвр = псекций= 2 шт
пвс = псекций /2=1 шт
пвку = пвку =1 шт
пвв = побм= 2 шт
пвн = пвф + пвс + пвр
+ пвку + пвв=7+2+1+1+2=13 шт
Подстанции “е»
шт
пвр = псекций= 2 шт
пвс = псекций /2=1 шт
пвку = пвку =2 шт
пвв = побм= 2 шт
пвн = пвф + пвс + пвр
+ пвку + пвв=10+2+1+2+2=17 шт
3.
Приведенные затраты электрической сети
Типы выключателей, разъединителей, отделителей и
короткозамыкателей, а также их характеристики и стоимости ячеек с этими
аппаратами приведены в [2] или [3].
В приведенных затратах каждого варианта в общем случае
учитываем: стоимости отдельных элементов районной электрической сети (линий,
ячеек выключателей, комплектов отделителей и короткозамыкателей,
трансформаторов компенсирующих устройств); стоимость иного электрооборудования
в данном варианте схемы; отчисления на амортизацию, текущий, капитальный
ремонты и обслуживание всего электрооборудования; стоимость потерь
электроэнергии в линиях, трансформаторах и компенсирующих устройствах; а также
ущерб от недоотпуска электроэнергии потребителям при перерывах электроснабжения
в тех вариантах, в которых имеются нерезервированные линии, трансформаторы.
3.1 Расчёт для схемы №5
3 = Рн · К∑ + И∑
+ У,
где Рн=0,25 - нормативный
коэффициент эффективности капиталовложений; К∑ -
суммарные капиталовложения в сеть, руб; И∑ - суммарные
годовые эксплуатационные издержки, руб; У - ущерб от перерыва
электроснабжения, руб;
Капиталовложения в электрическую сеть определяются
К∑= Кл + Кп
гдеКл - капиталовложения в линии
сети; Кп - капиталовложения в подстанции.
Кл = ∑ Кол i · li= Кл_одноцепные ·
Кл_двухцепные
Кл_одноцепные=∑ Кол i · li= Кол 1-б · l1-б= 53.87 · 8.6=463.3 тыс.
руб.
Кл_двухцепные =∑ Кол i · li= (Кол Г-1 · lГ-1)+(Кол 1-в · l1-в)+(Кол Г-3 · lГ-3)+ (Кол 3-д · l3-д) + (Кол 3-2 ·
l3-2) + +(Кол 2-а · l2-а) + (Кол 2-е ·
l2-е) = (16.4 · 13.23)++(14,3
· 35,91)+(16,4·24,6)+ (13,9·39,69) + (15,5·17,01) + (13,9·21,74) +
(14,3·31,2)=2697,62 тыс. руб.
Кл= Кл_одноцепные · Кл_двухцепные=463.3
+2697,62 =3160,92 тыс. руб.
где Колi - расчетная стоимость
одного километра одноцепной или двуцепной линии. Принимается из таблиц
укрупненных показателей стоимости электротехнических устройств; Кол i=8.6 тыс руб./км(для АС-120, одноцепнаяс
железобетонными опорами, и второму району по гололёду)
Кол i=13,9 тыс руб./км (для АС-70, двухцепная с
железобетонными опорами, подвеской обеих цепей и второму району по гололёду); Кол
i=14,3 тыс руб./км(для АС-95, двухцепная с
железобетонными опорами, подвеской обеих цепей и второму району по гололёду); Кол
i=16.4 тыс руб./км(для АС-185, двухцепная с
железобетонными опорами, подвеской обеих цепей и второму району по гололёду); Кол
i=15.5тыс руб./км(для АС-150, двухцепная с
железобетонными опорами, подвеской обеих цепей и второму району по гололёду); li - длина трассы одноцепной
или двуцепной линии, в км;
Капиталовложения в подстанции:
Кп = Кт+Кору+Кзру+Кку+Кв+Кпост
Суммарная расчетная стоимость трансформаторов всех подстанций
района
Кт=∑Ктi ·ni =69 ·10=690
тыс. руб.,
где Ктi - расчетная стоимость
одного трансформатора данной мощности. Берется из таблиц справочников. ni - количество
трансформаторов этой мощности.
С целью упрощения все подстанции можно принять
двухтрансформаторными.
Суммарная расчетная стоимость открытыхраспределительных
устройств всех подстанций
Кору = ∑Коруi · ni =34 ·2+ 3·24 =140 тыс.
руб.
где Коруi - расчетная стоимость ОРУ
(Открытого распределительного устройства) подстанций данной схемы; ni - количество ОРУ этой
схемы.
Здесь различают следующие схемы ОРУ:
схема тупиковой подстанции с одноцепной линией Кору
=19 тыс. руб.;
схема тупиковой подстанции с двухцепной линией Кору
=24 тыс. руб.
схема транзитной подстанции с двухцепной линией и несколькими
отходящими линиямиКору=34 тыс. руб
Расчетная стоимость ОРУ зависит от количества коммутационных
аппаратов (разъединителей, отделителей, короткозамыкателей).
Расчетная стоимость закрытых распределительных устройств
(ЗРУ)
Кзру=Квно·(nф∑+nвс∑+nвв∑+nр∑+nку∑)=2,5·(43+5+10+10+7)=187.5
тыс. руб,
где Квно =2,5 тыс. руб.- расчетная
стоимость ячейки с выключателем; nф∑, nвс∑, nвв∑, nр∑, nку∑ - количество фидерных,
секционных, вводных, резервных, установок КУ выключателей в ЗРУ 10 кВ приемных
подстанций.
Расчетная стоимость конденсаторных установок:
Кку=∑Ккуоi · ni =96· 2+57·3=363 тыс.
руб.
где Ккуоi - расчетная стоимость
конденсаторной установки данной мощности; ni - количество
конденсаторных установок этой мощности.
Расчетная стоимость высоковольтных выключателей
где Квво=32 тыс. руб. - расчетная стоимость
высоковольтного выключателя на 110 кВ; mвв∑ = 4 шт. -
количество высоковольтных выключателей в схеме.
Постоянные затраты на подстанции
Кпост=Кпостi · n=130 ·5 =650
тыс. руб.
где Кпост=130 тыс. руб. - расчетные
постоянные затраты на одну подстанцию, которые учитывают капиталовложения не
учтенные в предыдущих разделах. Это затраты на здания, дороги, ограждения и
прочее; n = 5- число подстанций в проектируемой сети
Кп = Кт+Кору+Кзру+Кку+Кв+Кпост =690+140+187.5+363+128+650
=2158.5тыс. руб.
К∑= Кл + Кп=3160,92+2158.5=5319,42тыс.
руб.
Суммарные годовые эксплуатационные издержки
И∑=ИЛ+ИП
где ИЛ - годовые эксплуатационные издержки
линии сети:
руб.
Здесь аал=0,8;аол=0,3; арл=2
- процент отчислений от капиталовложений на амортизацию, обслуживание и
ремонт линии; ИП - годовые эксплуатационные издержки
подстанций:
, руб.
где аап=3; аоп=3; арп3,3 -
процент отчислений от капиталовложений на амортизацию, обслуживание и ремонт
подстанций. в = 0,01- стоимость одного кВт-ч потерянной электроэнергии,
руб/кВт·ч;
Потери электроэнергии в линии
, кВт·ч
МВт·ч;
МВт·ч;
МВт·ч;
МВт·ч;
МВт·ч.
МВт·ч.
МВт·ч;
МВт·ч;
где 
часов - число часов максимальных потерь;
тыс. руб.
Потери электроэнергии в трансформаторах
, кВт·ч
где t=8760 часов - время работы трансформатора в течение
года; ΔРхх
- потери холостого хода в
трансформаторе, кВт; ΔРкз
- потери короткого
замыкания при полной загрузке трансформатора, кВт; S’i - мощность, протекающая через
трансформатор, кВА; SномТ - номинальная мощность трансформатора, кВА.
МВт·ч;
МВт·ч;
МВт·ч;
МВт·ч;
МВт·ч;
тыс. руб.
И∑=ИЛ+ИП =
104.1+1891.5=1995.6тыс. руб.
Ущерб от перерыва электроснабжения
У=уо·Рнб·Тнб·h, руб
где Рнб =25000- наибольшая нагрузка отключенных
потребителей, кВт; Тнб= Тмакс =6900 ч.- число
часов использования наибольшей нагрузки отключенных потребителей; уо
=0,00063- удельный ущерб, имеющий место из-за отключения потребителей,
руб/кВт·ч;
Для воздушных одноцепных линий 110 кВ на каждые 100 км линии:
где mab =0,004- удельная повреждаемость, 1/год; tab =19- продолжительность аварийного
ремонта, час/год.
Поэтому:
mав=0,0022 1/год,
tав=10.24 час/год
h - ожидаемая вероятность перерыва электроснабжения.
У=уо·Рнб·Тнб·h=0, 63·18000·5200·2,5·10-6=147.4
тыс.руб.
Подставим полученные результатыв формулу расчёта затрат:
3 = Рн · К∑ + И∑ +
У=0,25 ·5319,4+1995.6+147,4=3473тыс. руб.
Проводим аналогичный расчёт для других схем соединения
3.2 Расчёт для схемы №6
= Рн · К∑ + И∑ + У,
где Рн=0,25 - нормативный коэффициент
эффективности капиталовложений; К∑ - суммарные
капиталовложения в сеть, руб; И∑ - суммарные годовые
эксплуатационные издержки, руб; У - ущерб от перерыва электроснабжения,
руб;
Капиталовложения в электрическую сеть определяются
К∑= Кл + Кп
гдеКл - капиталовложения в линии
сети; Кп - капиталовложения в подстанции.
Кл = ∑ Кол i · li= Кл_одноцепные · Кл_двухцепные
Кл_одноцепные=∑ Кол i · li= Кол а-б · lа-б = 8.6 · 46,31=398,3 тыс. руб.
Кл_двухцепные =∑ Кол i · li= (Кол Г-д · lГ-д)+(Кол Г-в · lГ-в)+(Кол Г-а · lГ-а) +(Кол а-е · lа-е)=(13.9 · 47,25)++(14,3
· 37,8) +(17,7·47,25)+(14,3·37.8)=2574,1 тыс. руб.
Кл= Кл_одноцепные · Кл_двухцепные=398.3+2574.1=2972.4тыс.
руб.
Капиталовложения в подстанции:
Кп = Кт+Кору+Кзру+Кку+Кв+Кпост
Суммарная расчетная стоимость трансформаторов всех подстанций
района
Кт=∑Ктi ·ni =69 ·10=690 тыс. руб.,
где Ктi - расчетная стоимость одного трансформатора данной
мощности. Берется из таблиц справочников. ni - количество трансформаторов этой
мощности.
С целью упрощения все подстанции можно принять
двухтрансформаторными.
Суммарная расчетная стоимость открытыхраспределительных устройств
всех подстанций
Кору = ∑Коруi · ni =19+34+3 ·24=125 тыс. руб.
где Коруi - расчетная стоимость ОРУ (Открытого распределительного
устройства) подстанций данной схемы; ni - количество ОРУ этой схемы.
В данной схеме:
две тупиковые подстанции с одноцепной линией Кору
=19 тыс. руб.;
однатранзитная подстанция с двухцепной линией и отходящей
двухцепной линиейКору=29 тыс. руб
одна транзитная подстанция с двухцепной линией и несколькими
отходящимилиниямиКору=34 тыс. руб
одна тупиковая подстанции с двухцепной линией Кору
=24 тыс. руб.
Расчетная стоимость ОРУ зависит от количества коммутационных
аппаратов (разъединителей, отделителей, короткозамыкателей).
Расчетная стоимость закрытых распределительных устройств (ЗРУ)
Кзру=Квно·(nф∑+nвс∑+nвв∑+nр∑+nку∑)=2,5·(43+5+7+10+10)=187.5тыс. руб,
где Квно =2,5 тыс. руб.- расчетная стоимость
ячейки с выключателем; nф∑, nвс∑, nвв∑, nр∑, nку∑ - количество фидерных, секционных,
вводных, резервных, установок КУ выключателей в ЗРУ 10 кВ приемных подстанций.
Расчетная стоимость конденсаторных установок:
Кку=∑Ккуоi · ni =96· 2+57·3=363 тыс. руб.
где Ккуоi - расчетная стоимость конденсаторной установки данной мощности; ni - количество конденсаторных установок этой
мощности.
Расчетная стоимость высоковольтных выключателей
Кв=Квво·mвв∑=32 ·6=192 тыс. руб.
где Квво=32 тыс. руб. - расчетная стоимость
высоковольтного выключателя на 110 кВ; mвв∑ = 4 шт. - количество
высоковольтных выключателей в схеме.
Постоянные затраты на подстанции
Кпост=Кпостi · n=130 ·5 =650 тыс. руб.
где Кпост=130 тыс. руб. - расчетные постоянные
затраты на одну подстанцию, которые учитывают капиталовложения не учтенные в
предыдущих разделах. Это затраты на здания, дороги, ограждения и прочее; n = 5- число подстанций в проектируемой сети
Кп = Кт+Кору+Кзру+Кку+Кв+Кпост =690+125+187.5+363+192+650
=2208тыс. руб.
К∑= Кл + Кп=2208+2972.4=5180.4тыс.
руб.
Суммарные годовые эксплуатационные издержки
И∑=ИЛ+ИП
где ИЛ - годовые эксплуатационные издержки линии
сети:
руб
Здесь аал=0,8;аол=0,3; арл=2
- процент отчислений от капиталовложений на амортизацию, обслуживание и
ремонт линии; ИП - годовые эксплуатационные издержки
подстанций:
, руб.
где аап=3; аоп=3; арп3,3 -
процент отчислений от капиталовложений на амортизацию, обслуживание и ремонт
подстанций. в = 0,01- стоимость одного кВт-ч потерянной электроэнергии,
руб/кВт·ч;
Потери электроэнергии в линии
, кВт·ч
МВт·ч;
МВт·ч.
МВт·ч.
МВт·ч;
МВт·ч;
где часов - число часов максимальных потерь;
тыс. руб.
Потери электроэнергии в трансформаторах
, кВт·ч
где t=8760 часов - время работы трансформатора в течение
года; ΔРхх
- потери холостого хода в
трансформаторе, кВт; ΔРкз
- потери короткого
замыкания при полной загрузке трансформатора, кВт; S’i - мощность, протекающая через
трансформатор, кВА; SномТ - номинальная мощность трансформатора, кВА.
МВт·ч;
МВт·ч;
МВт·ч;
МВт·ч;
МВт·ч;
тыс. руб.
И∑=ИЛ+ИП =
98.5+1896.3=197,97тыс. руб.
Ущерб от перерыва электроснабжения
У=уо·Рнб·Тнб·h, руб
где Рнб =25000- наибольшая нагрузка отключенных
потребителей, кВт; Тнб= Тмакс =6900 ч.- число
часов использования наибольшей нагрузки отключенных потребителей; уо
=0,00063- удельный ущерб, имеющий место из-за отключения потребителей,
руб/кВт·ч;
Для воздушных одноцепных линий 110 кВ на каждые 100 км линии:
где mab =0,004- удельная повреждаемость, 1/год; tab =19- продолжительность аварийного
ремонта, час/год.
Поэтому:
mав=0,0022 1/год,
tав=10,24 час/год
h - ожидаемая вероятность перерыва электроснабжения.
У=уо·Рнб·Тнб·h=0, 63·25000·5200·2,5·10-6=147.4
тыс.руб.
Так как ущерб У получился меньше Кл, то
линия остается одноцепной, а величина ущерба У входит в приведенные
затраты З рассматриваемого варианта.
Подставим полученные результатыв формулу расчёта затрат:
3 = Рн · К∑ + И∑ +
У=0,25 ·5180.4+1994,8+147,4=3437.2тыс. руб.
Так как варианты получились экономически равноценными (разница в
затратах 5%) выбираем схему соединения №6, исходя излучшей надёжности
электроснабжения по сравнению с остальными вариантами.
4.
Расчёт основных режимов работы проектируемой электрической сети
4.1 Расчёт нормального режима наибольших нагрузок
В этом режиме должны быть включенными все линии и
трансформаторы подстанций.
Радиальные одно- или двухцепные линии на схеме замещения
представляем двумя элементами - линией и двумя параллельно включенными
трансформаторами.
Линейный элемент отображает активное и индуктивное
сопротивление, включенные последовательно и емкостную проводимость, включенную
половинной величиной по концам элемента параллельно. Вместо проводимости можно
указать реактивную мощность генерируемую линией
, МВАр
где bо - погонная емкостная проводимость, См/км ·10-6;
bо (АС-70) = 2,58 ·10-6 См/км; bо (АС-120) = 2,69 ·10-6 См/км; bо (АС-95) = 2,65 ·10-6 См/км; bо (АС-240) = 2,85 ·10-6 См/км; Uном =114,4кВ - номинальное напряжение данное в задании
для режима наибольших нагрузок; li - длина
линии.
Рассчитаем для каждого участка
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
При двух параллельно включенных трансформаторах сопротивления в
схеме замещения уменьшаются в два раза, а ΔSTXX возрастает в два раза.
На втором этапе расчета режима определяем потокораспределения на
всех линиях, отходящих от узловой распределительной подстанции (от
электростанции).
В результате расчета потокораспределения должны быть определены
значения потоков мощности на выходе и входе каждого элемента сети с учетом
потерь мощности в сопротивлениях и проводимостях. Мощность на выходе подстанций
следует принимать с учетом имеющихся на подстанции компенсирующих устройств.
Потери мощности в n параллельно
работающих двухобмоточных трансформаторах
, кВАр
, кВт
где ΔРкз - потери активной мощности на нагрев
обмоток трансформатора при протекании по нему номинальной полной мощности SH, кВт; S’i - полная мощность, протекающая через
подстанцию в режиме наибольших нагрузок за минусом мощности компенсирующих
устройств, кВА; Uкз - напряжение короткого замыкания трансформатора,%; Ixx - ток намагничивания трансформатора,%.
Последующие расчеты рассчитываются для половины линии.
Для пункта “д»
, кВАр
, кВт
кВА
Для пункта “в»
, кВАр
, кВт
кВА
Для пункта “е»
, кВАр
, кВт
кВА
Для пункта “а»
, кВАр
, кВт
кВА
Для пункта “б»
, кВАр
, кВт
кВА
Тогда мощность на входе каждой подстанции
Sni=Si’+ SТ(i), кВА
Для подстанции “д»
кВА
Для подстанции “в»
кВА
Для подстанции “д»
кВА
Для подстанции “а»
кВА
Для подстанции “е»
кВА
На следующем этапе расчета находим мощности на выходе радиальных
или концевых линий
, кВА
где QОЛj’’ - половина реактивной мощности генерируемой линией,
кВАр.
Для пункта Г-д
, кВА
где 
кВАр
Для пункта Г-в
где 
кВАр
Для пункта а-е
, кВА
где 
кВАр
Для пункта а-б
где 
кВАр
Для пункта Г-а
где 
кВАр
Производим вычисление потерь мощности в этих линиях по формулам:
, кВт
, кВАр
где rлj, xлj - соответственно активное и индуктивное
сопротивления линии, Ом.
Для а-е
кВт
где 
Ом
кВАр
где 
Ом
ДляГ-д
кВт
где 
Ом
кВАр
где 
Ом
ДляГ-в
кВт
где 
Ом
кВАр
где 
Ом
Для Г-а
кВт
где 
Ом
кВАр
где 
Ом
Дляа-б
кВт
где 
Ом
кВАр
где 
Ом
Определяем мощности на входе рассмотренных выше линий
Sлj’=Sлj’’+ΔSлj-jQолj’=Pлj’+jQлj’, кВА
Для а-е
кВА
Для Г-в
кВА
Для Г-д
кВА
Для Г-а
кВА
Для а-б
кВА
Таким образом, начиная с конца линий, получаем полную картину
потокораспределения мощностей вплоть до участков линии, отходящих от источника
питания с учетом потерь мощности в каждом элементе и генерации реактивной мощности
линиями.
В обратном порядке, начиная с шин источника питания, производим
определение потерь напряжения на головных линиях с последующим нахождением
величин напряжений в конце этих линий
Ui=Uэл-ΔUлj
где Ui - напряжение в первом от электростанции
(УРП) узле (узел на отпайке линии, на шинах ОРУ транзитной или тупиковой
подстанции); ΔUлj - потери напряжения в первых от
электростанции линиях.
Также определяются потери напряжения в последующих линиях и
напряжения в конце их, вплоть до определения напряжения на входе каждой
подстанции приемного пункта.
Для Г-а
В
U(Г-а)=Uэл-ΔUл(Г-а) =110000-4026=105974 В.
Для а-е
В
U(а-е)=U(Г-а) -ΔUл(а-е) =105974-1858=104116 В.
Для а-б
В
U(а-б)=UГ-а -ΔUл(а-б) =105974-2725=103249 В.
Для Г-д
В
UГ-д)=Uэл -ΔUл(б-д) =110000-1960=108040 В.
Для Г-в
В
U(Г-в)=Uэл -ΔUл(Г-в) =110000-1898=108102 В.
4.2 Расчёт нормального режима наименьших (летних) нагрузок
Нагрузка приемных пунктов соответствует величинам, указанным в
задании для летнего периода. Расчет режима при наименьших нагрузках ведется
аналогично расчету режима при наибольших нагрузках.
, МВАр
где bо - погонная емкостная проводимость, См/км ·10-6;
bо (АС-70) = 2,58 ·10-6 См/км; bо (АС-120) = 2,69 ·10-6 См/км; bо (АС-95) = 2,65 ·10-6 См/км; bо (АС-240) = 2,85 ·10-6 См/км; Uном =113,3кВ - номинальное напряжение данное в задании
для режима наибольших нагрузок; li - длина
линии.
Рассчитаем для каждого участка
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
Потери мощности трансформаторе
, кВАр
, кВт
где ΔРкз - потери активной мощности на нагрев
обмоток трансформатора при протекании по нему номинальной полной мощности SH, кВт; S’i - полная мощность, протекающая через
подстанцию в режиме наибольших нагрузок за минусом мощности компенсирующих
устройств, кВА; Uкз - напряжение короткого замыкания трансформатора,%; Ixx - ток намагничивания трансформатора,%.
Для пункта “б»
, кВАр
, кВт
кВА
Для пункта “в»
, кВАр
, кВт
кВА
Для пункта “д»
, кВАр
, кВт
кВА
Для пункта “а»
, кВАр
, кВт
кВА
Для пункта “е»
, кВАр
, кВт
кВА
Тогда мощность на входе каждой подстанции
Sni=Si’+ SТ(i), кВА
Для подстанции “б»
кВА
Для подстанции “в»
кВА
Для подстанции “д»
кВА
Для подстанции “а»
кВА
Для подстанции “е»
кВА
На следующем этапе расчета находим мощности на выходе радиальных
или концевых линий
, кВА
где QОЛj’’ - половина реактивной мощности генерируемой линией,
кВАр.
Для пункта Г-д
, кВА
где кВАр
Для пункта Г-в
где 
кВАр
Для пункта а-е
, кВА
где 
кВАр
Для пункта а-б
где 
кВАр
Для пункта Г-а
где 
кВАр
Производим вычисление потерь мощности в этих линиях по формулам:
, кВАр
где rлj, xлj - соответственно активное и индуктивное
сопротивления линии, Ом.
Для а-е
кВт
где Ом
кВАр
где Ом
ДляГ-д
кВт
где Ом
кВАр
где Ом
ДляГ-в
кВт
где Ом
кВАр
где Ом
Для Г-а
кВт
где Ом
кВАр
где Ом
Дляа-б
кВт
где Ом
кВАр
где Ом
Определяем мощности на входе рассмотренных выше линий
Sлj’=Sлj’’+ΔSлj-jQолj’=Pлj’+jQлj’, кВА
Для а-е
кВА
Для Г-в
кВА
Для Г-д
кВА
Для Г-а
кВА
Для а-б
кВА
Таким образом, начиная с конца линий, получаем полную картину
потокораспределения мощностей вплоть до участков линии, отходящих от источника
питания с учетом потерь мощности в каждом элементе и генерации реактивной
мощности линиями.
В обратном порядке, начиная с шин источника питания, производим
определение потерь напряжения на головных линиях с последующим нахождением
величин напряжений в конце этих линий
Ui=Uэл-ΔUлj
где Ui - напряжение в первом от электростанции
(УРП) узле (узел на отпайке линии, на шинах ОРУ транзитной или тупиковой
подстанции); ΔUлj - потери напряжения в первых от
электростанции линиях.
Также определяются потери напряжения в последующих линиях и
напряжения в конце их, вплоть до определения напряжения на входе каждой
подстанции приемного пункта.
Для Г-а
В
U(Г-а)=Uэл-ΔUл(Г-а) =110000-2190=107810 В.
Для а-е
В
U(а-е)=U(Г-а) -ΔUл(а-е) =107810-1156=106654 В.
Для а-б
В
U(а-б)=UГ-а -ΔUл(а-б) =107810-1709=106101 В.
Для Г-д
В
UГ-д)=Uэл -ΔUл(б-д) =110000-1206=108794 В.
Для Г-в
В
U(Г-в)=Uэл -ΔUл(Г-в) =110000-1182=108818 В.
.3 Расчёт послеаврийного режима работы проектируемой электрической
сети
В послеаварийном режиме одна из цепей двухцепных линий выходит из
строя и схема замещения отличается, как по начертанию, так и по величине
параметров элементов электрической сети.
Нагрузки приемных пунктов принимаются максимальными.
Потокораспределение и напряжение узлов электрической сети
определяется по алгоритму, аналогичному для нормального режима работы.
, МВАр
где bо - погонная емкостная проводимость, См/км ·10-6;
bо (АС-70) = 2,58 ·10-6 См/км; bо (АС-120) = 2,69 ·10-6 См/км; bо (АС-95) = 2,65 ·10-6 См/км; bо (АС-240) = 2,85 ·10-6 См/км; Uном =113,3кВ - номинальное напряжение данное в задании
для режима наибольших нагрузок; li - длина
линии.
Рассчитаем для каждого участка
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
МВАр
Потери мощности в n параллельно
работающих двухобмоточных трансформаторах
, кВАр
, кВт
где ΔРкз - потери активной мощности на нагрев
обмоток трансформатора при протекании по нему номинальной полной мощности SH, кВт; S’i - полная мощность, протекающая через подстанцию
в режиме наибольших нагрузок за минусом мощности компенсирующих устройств, кВА;
Uкз - напряжение короткого замыкания трансформатора,%; Ixx - ток намагничивания трансформатора,%.
Для пункта “б»
, кВАр
, кВт
кВА
Для пункта “в»
, кВАр
, кВт
кВА
Для пункта “д»
, кВАр
, кВт
кВА
Для пункта “а»
, кВАр
, кВт
кВА
Для пункта “е»
, кВАр
, кВт
кВА
Тогда мощность на входе каждой подстанции
Sni=Si’+ SТ(i), кВА
Для подстанции “б»
кВА
Для подстанции “в»
кВА
Для подстанции “д»
кВА
Для подстанции “а»
кВА
Для подстанции “е»
кВА
На следующем этапе расчета находим мощности на выходе радиальных
или концевых линий
, кВА
где QОЛj’’ - половина реактивной мощности генерируемой линией,
кВАр.
Для пункта Г-д
, кВА
где 
кВАр
Для пункта Г-в
где 
кВАр
Для пункта а-е
, кВА
где 
кВАр
Для пункта а-б
где 
кВАр
Для пункта Г-а
где 
кВАр
Производим вычисление потерь мощности в этих линиях по формулам:
, кВт
, кВАр
где rлj, xлj - соответственно активное и индуктивное
сопротивления линии, Ом.
Для а-е
кВт
где Ом
кВАр
где Ом
ДляГ-д
кВт
где Ом
кВАр
где Ом
ДляГ-в
кВт
где Ом
кВАр
где Ом
Для Г-а
кВт
где Ом
кВАр
где Ом
Дляа-б
кВт
где Ом
кВАр
где Ом
Определяем мощности на входе рассмотренных выше линий
Sлj’=Sлj’’+ΔSлj-jQолj’=Pлj’+jQлj’, кВА
Для а-е
кВА
Для Г-в
кВА
Для Г-д
кВА
Для Г-а
кВА
Для а-б
кВА
Таким образом, начиная с конца линий, получаем полную картину
потокораспределения мощностей вплоть до участков линии, отходящих от источника
питания с учетом потерь мощности в каждом элементе и генерации реактивной мощности
линиями.
В обратном порядке, начиная с шин источника питания, производим
определение потерь напряжения на головных линиях с последующим нахождением
величин напряжений в конце этих линий.
Ui=Uэл-ΔUлj
где Ui - напряжение в первом от электростанции
(УРП) узле (узел на отпайке линии, на шинах ОРУ транзитной или тупиковой
подстанции); ΔUлj - потери напряжения в первых от
электростанции линиях.
Также определяются потери напряжения в последующих линиях и
напряжения в конце их, вплоть до определения напряжения на входе каждой
подстанции приемного пункта.
Для Г-а
В
U(Г-а)=Uэл-ΔUл(Г-а) =110000-8304=101696 В.
Для а-е
В
U(а-е)=U(Г-а) -ΔUл(а-е) =101696-2548=99148 В.
Для а-б
В
U(а-б)=UГ-а -ΔUл(а-б) =101696-2858=98896 В.
Для Г-д
В
UГ-д)=Uэл -ΔUл(б-д) =110000-1848=108152 В.
Для Г-в
В
U(Г-в)=Uэл -ΔUл(Г-в) =110000-2689=107371 В.
5.
Регулирование напряжения
5.1 В нормальном режиме
Регулирование напряжения производится на электростанциях и на
понижающих подстанциях. Предел регулирования напряжения задается в диапазоне от
максимума до минимума в зависимости от изменения нагрузки на шинах
электростанции или понижающей подстанции.
Регулирование напряжения на приемных подстанциях ведется по
закону встречного регулирования напряжения. После определения напряжения на
шинах высшего напряжения трансформаторов приемных пунктов необходимо
осуществить регулирование напряжения.
В качестве основных средств регулирования напряжения при
выполнении проекта принимаются трансформаторы с регулированием рабочих
ответвлений под нагрузкой.
Закон встречного регулирования напряжения, который должен
быть осуществлен на шинах вторичного напряжения районных подстанций,
определяется требованиями правил устройства электроустановок. В общем случае в
нормальном максимальном режиме можно принимать за желаемое напряжение на 5%
больше, чем номинальное вторичное напряжение трансформаторов приемного пункта,
а в нормальном минимальном режиме и послеаварийном - желаемое напряжение равно
номинальному.
Определяем потери напряжения в трансформаторе ΔUTi. Находим вторичное напряжение трансформатора,
приведенное к первичной обмотке трансформатора,
U’i=Ui- ΔUTi
Для подстанции “а»
U’а=Uа- ΔUT(а) = 105974 - 2361 = 103613
В.
где, 
В.
Для подстанции “б»
U’б=Uб - ΔUT(б) = 103249 - 2065 =101184 В.
где, 
В.
Для подстанции “в»
U’в=Uв - ΔUT(в) = 108102 - 2408 =105694 В.
где, 
В.
Для подстанции “д»
U’д=Uд - ΔUT(д) = 105974- 2048 = 105694 В.
где, 
В.
Для подстанции “е»
U’е=Uе - ΔUT(е) = 104116 -2899 = 101217 В.
где, 
В.
Определяем расчетное напряжение ответвления трансформатора (UPотв i) по формуле:
где Uнн - напряжение основного вывода вторичной обмотки трансформатора.
Принимаем на 10% больше номинального напряжения; Uжн - желаемое напряжение на шинах вторичного напряжения
подстанций. В нормальном максимальном режиме принимаем на 5% больше
номинального напряжения, а в нормальном минимальном и послеаварийном равно
номинальному.
Для подстанции “а»
В.
Для подстанции “б»
В.
Для подстанции “в»
В.
Для подстанции “д»
В.
Для подстанции “е»
В.
По шкале величин напряжений, соответствующих напряжениям
ответвления трансформатора (UH ± 9 x 1,78%) рассчитываем таблицу напряжений
ответвлений по ступеням для трансформаторов напряжением 110 кВ и заносим в
таблицу 5.1. Нормальные напряжения трансформатора принимается 110 и 115 кВ в
зависимости от преобладающего напряжения в пунктах установки трансформатора.
Таблица 4
|
Ступень
регулирования
|
Напряжение
|
|
9
|
127622
|
|
8
|
125664
|
|
7
|
123706
|
|
6
|
121748
|
|
5
|
119790
|
|
4
|
117832
|
|
3
|
115874
|
|
2
|
113916
|
|
1
|
111958
|
|
0
|
110000
|
|
-1
|
108042
|
|
-2
|
106084
|
|
-3
|
104126
|
|
-4
|
102168
|
|
-5
|
100210
|
|
-6
|
98252
|
|
-7
|
96294
|
|
-8
|
94336
|
|
-9
|
92378
|
По расчетному напряжению ответвления, UPотвi трансформатора находим
ближайшее табличное напряжение ответвления трансформатора и определяем ступень
регулирования напряжения в данном режиме.
По величине UPотвi определяем действительное
значение вторичного напряжения подстанции
Для подстанции “а»
кВ
Для подстанции “б»
кВ
Для подстанции “в»
кВ
Для подстанции “д»
кВ
Для подстанции “е»
кВ
Для минимального и послеаварийного расчёт ведётся аналогичным
образом.
.2 Минимальный режим
Определяем потери напряжения в трансформаторе ΔUTi.
Находим вторичное напряжение трансформатора, приведенное к первичной обмотке
трансформатора,
U’i=Ui- ΔUTi
Для подстанции “а»
U’а=Uа- ΔUT(а) = 107810 - 1449 = 101123 В.
где, 
В.
Для подстанции “б»
U’б=Uб - ΔUT(б) = 106101 - 1032= 105193 В.
где, 
В.
Для подстанции “в»
U’в=Uв - ΔUT(в) = 108818 - 1669 =107149 В.
где, 
В.
Для подстанции “д»
U’д=Uд - ΔUT(д) =108794- 1257 = 107537 В.
где, 
В.
Для подстанции “е»
U’е=Uе - ΔUT(е) = 106654 -1764 = 104890 В.
где, 
В.
Определяем расчетное напряжение ответвления трансформатора (UPотв i) по формуле:
Для подстанции “а»
В.
Для подстанции “б»
В.
Для подстанции “в»
В.
Для подстанции “д»
В.
Для подстанции “е»
В.
По величине UPотвi определяем
действительное значение вторичного напряжения подстанции
Для подстанции “а»
кВ
Для подстанции “б»
кВ
Для подстанции “в»
Для подстанции “д»
кВ
Для подстанции “е»
кВ
5.3 Послеаварийный режим
Определяем потери напряжения в трансформаторе ΔUTi.
Находим вторичное напряжение трансформатора, приведенное к первичной обмотке
трансформатора,
U’i=Ui- ΔUTi
Для подстанции “а»
U’а=Uа- ΔUT(а) = 101696 - 4292 = 97404 В.
где, 
В.
Для подстанции “б»
U’б=Uб - ΔUT(б) = 98838 - 2065= 96773 В.
где, 
В.
Для подстанции “в»
U’г=Uг - ΔUT(г) = 107371 - 4571 =102800 В.
где, 
В.
Для подстанции “д»
U’д=Uд - ΔUT(д) = 108152- 3716 = 104436 В.
где, 
В.
Для подстанции “е»
U’е=Uе - ΔUT(е) = 99118 -5271 = 93847 В.
где, 
В.
Определяем расчетное напряжение ответвления трансформатора (UPотв i) по формуле:
Для подстанции “а»
В.
Для подстанции “б»
В.
Для подстанции “в»
В.
Для подстанции “д»
В.
Для подстанции “е»
В.
По величине UPотвi определяем
действительное значение вторичного напряжения подстанции
Для подстанции “а»
кВ
Для подстанции “б»
кВ
Для подстанции “в»
кВ
Для подстанции “д»
кВ
Для подстанции “е»
кВ
Исходя из полученных результатов можно сделать вывод, что при
таком выборе сечения проводов потери напряжения в послеаварийном режиме
удовлетворяют порогу 
20% от номинального режима (по ГОСТу).
6.
Технико-экономические показатели сети
К основным технико-экономическим
показателя спроектированной сети, характеризующими ее техническую
целесообразность и экономическую выгодность, а также расход:
электрооборудования и денежных средств, относятся:
.Суммарные капиталовложения на сооружение
линий подстанций (тыс.руб.):
К∑= Кл + Кп=2208+2972=5180тыс.
руб.
Удельные капиталовложения:
руб/кВт
руб/кВт*км
. Суммарные ежегодные расходы по эксплуатации линии подстанций
(тыс.руб./г);
И∑=ИЛ+ИП =1995тыс.
руб.
. Себестоимость передачи электроэнергии по
сети (коп/кВтч);
4. Потери энергии в спроектированной сети в кВт-ч и в
процентах от полученной потребителями электроэнергии за год.
МВт
Суммарные капиталовложения следует
определять с учетом стоимости электрооборудования всей спроектированной сети от
шин высшего напряжения источника питания сети до шин низшего напряжения
подстанций района включительно.
Для одной и более крупной подстанции спроектированной сети
необходимо предусмотреть сооружение щита районного диспетчерского управления,
мастерской, гаража и других вспомогательных сооружений.
Суммарные эксплуатационные расходы определяются с учетом
указанного выше оборудования и стоимости потерь электроэнергии в сети от шин
источника питания до шин низшего напряжения понижающих подстанций.
7.
Способы прокладки кабельных линий
Прокладка кабеля - ответственный этап при проведение
строительных и монтажных работ при прокладке кабельных систем.
Способ прокладки и тип кабеля следует выбирать в соответствии с правилами
устройства электроустановок ПУЭ. В соответствии ПУЭ должны соблюдаться
следующие основные правила для прокладки кабелей и их выбору:
. На территориях электростанций кабельные линии могут
прокладываться в туннелях, каналах, блоках, кабельных эстакадах. Прокладка в
траншеях допускается для одиночных (1-4) кабельных линий к удаленным
вспомогательным объектам (склады топлива, мастерские). На территории подстанций
и распределительных устройств кабельные линии могут прокладываться в каналах,
трубах и в земле (в траншеях) и в подземных лотках. Кабельные линии, отходящие
от распределительных устройств центра питания в одном направлении при числе
более 20 кабелей, должны прокладываться в туннеле.
. В городах и поселках прокладка кабелей в земле (в траншеях)
осуществляется по непроезжей части улиц (под тротуарами), по дворам и
техническим полосам в виде газонов, с кустарниковыми посадками. По улицам и
площадям, насыщенным подземными коммуникациями, прокладку кабельных линий
рекомендуется производить в коллекторах и туннелях. При пересечении улиц и
площадей с усовершенствованными покрытиями и с интенсивным движением транспорта
кабельные линии должны прокладываться в блоках или трубах.
. При прокладке кабельных линий в кабельных сооружениях
(помещениях), а также в производственных помещениях бронированные кабели не
должны иметь поверх брони, а небронированные кабели - поверх металлических
оболочек защитных покровов из горючих материалов. На электростанциях
запрещается применять силовые и контрольные кабели с полиэтиленовой изоляцией
из-за горючести полиэтилена и его размягчения при временном перегреве.
. При прокладке кабелей, питающих передвижные механизмы,
должны применяться гибкие кабели с резиновой или другой аналогичной изоляцией,
хорошо противостоящей многократным изгибам.
. Для прокладки по вертикальным и круто наклонным трассам при
напряжениях до 35 кВ включительно должны применяться кабели с нестекающей
массой или кабели с обедненно-пропитанной изоляцией или кабели с резиновой или
пластмассовой изоляцией и оболочкой.
. Для прокладки кабелей по трассам, проходящим в различных
грунтах и условиях окружающей среды, конструкции кабелей следует выбирать по
участку с наиболее тяжелыми условиями, если длина участков с более легкими
условиями не превышает строительной длины. При значительной длине отдельных
участков трассы с различными условиями прокладки для каждого из них должны
выбираться соответствующие конструкции и сечения кабелей.
. Число соединительных муфт на 1 км вновь строящихся
кабельных линий не должно быть более 4 для трехжильных кабелей 1-10 кВ при
сечениях кабелей до 3X95 мм2 и не более 5 при сечениях 3X120-3X240 мм2, а для
трехфазных кабелей 20-35 кВ не более 6 соединительных муфт. Для одножильных
кабелей число соединительных муфт на 1 км должно быть не более 2. Для кабельных
линий 110-220 кВ число соединительных муфт определяется проектом.
. Прокладка кабелей на площадке крупных промышленных
предприятий может также производиться на специальных кабельных эстакадах при
наличии больших количеств кабелей (от 10 до 500 и более).
. Для прокладки в земле должны применяться только
бронированные кабели, оболочки которых имеют внешний покров для защиты от
химических воздействий, выбранные в зависимости от степени агрессивности почвы
и наличия блуждающих токов. При прокладке кабелей в почвах, содержащих
вещества, разрушительно действующие на оболочки кабелей (солончаки, болота,
насыпной грунт со шлаком л строительным мусором и т.д.), а также в опасных
зонах из-за воздействия электрокоррозии должны применяться кабели, имеющие
усиленные защитные антикоррозионные покровы.
. Прокладка кабелей в земле (траншее) наиболее экономична.
Рекомендуется в одной траншее прокладывать не более шести кабелей и расстояние
между силовыми кабелями по возможности увеличивать до 200-300 мм. Прокладка в
блоках, как наименее экономичная, допускается в местах пересечения с
железнодорожными путями и проездами, в условиях чрезвычайной стеснен- ности по
трассе, при вероятности разлива металла.
.Для подводных кабельных линий через судоходные реки, должны
применяться кабели с круглой проволочной броней по возможности одной
строительной длины. С этой целью разрешается применение одножильных кабелей.
Кабели с резиновой изоляцией в поливинилхлоридной оболочке в воде не должны
прокладываться.
. Для прокладки кабелей в почвах, подверженных смещению, а
также для кабельных линий, прокладываемых в воздухе при наличии значительных
растягивающих усилий, должны применяться кабели с проволочной броней.
. Кабели силовые с алюминиевыми жилами должны применяться
наравне с кабелями с медными жилами за исключением:
а) взрывоопасных помещений классов B-I и В-1а;
б) механизмов доменных цехов и механизмов главной линии обжимных и непрерывных
прокатных станов.
. Кабели силовые в алюминиевой оболочке должны применяться
для прокладки в воздухе (во всех помещениях, каналах, туннелях и в наружных
установках) и в земле в траншеях преимущественно перед кабелями в свинцовой
оболочке во всех случаях, где они допускаются.
Выбор способа прокладки кабельных сетей производят в
зависимости от
- величины и размещения нагрузок, плотности
застройки предприятия,
- компоновки электротехнических помещений,
- наличия технологических, транспортных
коммуникаций,
- параметров и расположения источников
питания,
- уровня грунтовых вод,
- степени загрязнения окружающей среды и
грунта,
- назначения кабельной лини.
Рисунок 1 - Виды кабельных сооружений
а) траншея; б) канал; в) туннель; г) блок; д) галерея; е)
эстакада.
Каждый вид специального сооружения для прокладки кабелей
характеризуется максимальным количеством силовых кабелей, которое можно в нём
проложить. Траншея - 6 кабелей, канал -24, блок - 20, туннель - 72, эстакада -
24, галерея - 56.
Редко отдаётся предпочтение какому-либо одному виду прокладки
кабелей. Обычно применяют смешанную прокладку, когда в зависимости от конкретных
условий является целесообразным комбинированное исполнение различных способов
прокладки кабельных линий.
Кабельные линии промышленных предприятий можно разделить на
внутрицеховые и внецеховые. К внутрицеховым кабельным сетям относятся прокладки
кабелей открыто на конструкциях, в лотках, коробах, каналах, туннелях и в
трубах. К внецеховым кабельным линиям относятся прокладки кабелей в каналах,
туннелях, блоках, траншеях, на эстакадах и в галереях. Внецеховые кабельные
сети требуют для размещения сравнительно небольших площадей и могут быть
осуществлены почти в любых атмосферных и грунтовых условиях.
Из опыта эксплуатации кабельных коммуникаций на действующих и
реконструируемых объектах, прокладка кабеля в траншеях недостаточно надёжна,
из-за частого производства земляных работ. Поэтому при числе кабелей от 6 до 30
рациональна прокладка в каналах или блоках, при числе кабелей свыше 30 кабели
прокладывают в специальных кабельных сооружениях - в туннелях, на эстакадах и в
галереях.
В помещениях скрытая прокладка проводов и кабелей в стальных
трубах постепенно вытесняется открытыми прокладками. Открытая прокладка кабелей
почти полностью исключают зависимость производства монтажных работ по прокладке
кабелей от готовности строительной части сооружения. Открытые прокладки кабелей
позволяют закончить нулевой цикл строительных работ, не дожидаясь производства
электромонтажных работ, что невозможно при скрытых прокладках. Открытые
прокладки кабелей наглядны, доступны, удобны для осмотра и замены кабелей,
отличаются гибкостью при изменении трасс во время реконструкции
электроустановок.
При открытой прокладке кабелей следует соблюдать меры по пожарной
безопасности, обосновывать выбор марок кабелей и оболочек, правильно выбирать
кабель по нагреву, контролировать качество присоединений и порядок раскладки
кабелей, отделять зоны массовой прокладки кабелей от оборудования. При открытой
прокладке кабелей в электротехнических и производственных помещениях следует
стремиться к совмещению трасс, объединению кабелей различного назначения
(силовых, осветительных, кабелей управления) в общие потоки, прокладывая их на
общих конструкциях, лотках или коробах. Необходимо на стадии проектирования
предусмотреть зоны размещения кабельных сетей, согласовать их взаимное
расположение с технологическими, энергетическими, сантехническими сетями.
В случае размещения большого количества открыто прокладываемых
кабелей целесообразно устройство кабельного этажа в верхней зоне подвала под
электромашинным помещением, под производственными пролётами.
По территории промышленных предприятий кабельные сети могут
выполнятся подземными - в траншеях, каналах, туннелях и блоках или надземными
на эстакадах и в галереях. Подземный способ прокладки кабельных сетей защищает
их от грозовых и атмосферных воздействий. Кабели, проложенные под землёй в
меньшей мере создают помехи. Однако прокладка кабельных подземных коммуникаций
нецелесообразна при неблагоприятных грунтовых условиях - высоком уровне
грунтовых вод, наличия химически активных веществ, разрушающих кабельные
оболочки.
Надземная прокладка кабелей рекомендуется во всех случаях, когда
это позволяют условия среды, застройки предприятия и другие факторы. Надземные
прокладки кабелей доступны при обслуживании, обеспечивают лёгкую замену и
возможность дополнительной прокладки кабелей, облегчают работы по реконструкции
сетей. При выборе способа прокладки кабельных линий следует учитывать, что
первоначальные затраты при подземной системе выше, но надземные системы требуют
более сложного ухода (покраска конструкций, очистка сооружений). Сравнивая
различные системы кабельных канализаций по их удельным показателям, можно
получить представление о целесообразности применения тех или иных способов
прокладки кабелей на промышленных предприятиях.
Заключение
В данном проекте была спроектирована районная электрическая
сеть. В ходе выполнения работы были проверены пять вариантов соединения, из
которых впоследствии были исключены наиболее неэкономичные и ненадёжные схемы.
На основании расчётов из оставшихся вариантов выбрана схема с наименьшими
потерями электрической энергии в максимальных, минимальных и послеаварийных
режимах работы. Также были выбраны сечения проводов, номинальное напряжение,
типы и мощности компенсирующих устройств и трансформаторов.
Список
использованной литературы
1
Елгин А.А., Справочные данные к решению задач, к проектированию, ТГУ, 2010.
.Елгин
А.А., Методические указания по проектированию для студентов заочного отделения
по курсу “Производство и передача электроэнергии», ТГУ, 2009
.
Правила устройства электроустановок, Энергоатомиздат, М. 1985г.
.
Гологорский Е.Г., Справочник по строительству линий электропередачи напряжение
0.4-500 кВ, М. 2007.