КАТЕГОРИИ:

Главная
Случайная страница
Познавательное
Новые статьи
Контакты
Заказать работу

Архитектура-(3434)Астрономия-(809)Биология-(7483)Биотехнологии-(1457)Военное дело-(14632)Высокие технологии-(1363)География-(913)Геология-(1438)Государство-(451)Демография-(1065)Дом-(47672)Журналистика и СМИ-(912)Изобретательство-(14524)Иностранные языки-(4268)Информатика-(17799)Искусство-(1338)История-(13644)Компьютеры-(11121)Косметика-(55)Кулинария-(373)Культура-(8427)Лингвистика-(374)Литература-(1642)Маркетинг-(23702)Математика-(16968)Машиностроение-(1700)Медицина-(12668)Менеджмент-(24684)Механика-(15423)Науковедение-(506)Образование-(11852)Охрана труда-(3308)Педагогика-(5571)Полиграфия-(1312)Политика-(7869)Право-(5454)Приборостроение-(1369)Программирование-(2801)Производство-(97182)Промышленность-(8706)Психология-(18388)Религия-(3217)Связь-(10668)Сельское хозяйство-(299)Социология-(6455)Спорт-(42831)Строительство-(4793)Торговля-(5050)Транспорт-(2929)Туризм-(1568)Физика-(3942)Философия-(17015)Финансы-(26596)Химия-(22929)Экология-(12095)Экономика-(9961)Электроника-(8441)Электротехника-(4623)Энергетика-(12629)Юриспруденция-(1492)Ядерная техника-(1748)

Электрический расчет основных режимов работы проектируемой электрической сети 4 страница

⇐ Предыдущая 3 4 5 678 9 10 11 Следующая ⇒

Рисунок 1– Упрощенная схема рассматриваемого варианта.

На основании местоположения подстанций, приведенных на рисунке 1, определим кратчайшие расстояния между ними в километрах и представим их в таблице 1.4, которую в дальнейшем будем использовать при расчете параметров ВЛ.

Таблица 1.4 – Кратчайшие расстояния в километрах, между подстанциями

Номер подстанции

Таблица А.2 – Расчет коэффициентов и для одноцепных и двухцепных железобетонных опор соответственно

Величина	Пары сечений
70, 95	95, 120	120, 150	150, 185	185, 240
			24,49	53,45	55,27
		22,94	61,64	69,00	74,53

Для каждой пары сечений из составленной таблицы А.2 находим по формуле А.1 граничные токи, соответствующие полученному раннее значению параметра .

Так, например, для проводов марок АС-120/19 и АС-150/19, расположенных на одноцепных опорах, получаем:

А.

Остальные пары смежных сечений находится аналогично. Результаты расчетов граничных токов сведем в таблицу А.3.

Таблица А.3 – Расчет граничных токов

Величина	Пары сечений
70, 95	95, 120	120, 150	150, 185	185, 240
			162,60	354,83	366,94
		152,29	409,21	458,08	494,79

По полученным данным таблицы А.3 построим номограммы границ экономических интервалов сталеалюминевых проводов одноцепных и двухцепных линиях, напряжением 110 кВ, на железобетонных опорах, расположенных в Поволжье, во II районе по гололеду (рисунок А.1). Для этого по

кими сечениями определяется граница,

;

- некий параметр,

определяемый по выражению:

, (А.2) здесь

- коэффициент эффективности капиталовложений, (

);

- отчисления на амортизацию линий в % (

по таблице 8-2 [8]);

- стоимость потерь электроэнергии,

, равна 0,94 руб., а

. Тогда:

. Величину коэффициента

определяем по формуле:

, (А.3) где

- стоимости сооружения 1 километра линий на одноцепных и двухцепных опорах для i-того и (i+1)-го сечения соответственно,

(таблица А.1);

- погонное активное сопротивление 1 километра линий на одноцепных и двухцепных опорах для i-того и (i+1)-го сечения соответственно,

(таблица А.1). Так, например, для проводов марок АС-70/11 и АС-95/16, расположенных на одноцепных опорах, получаем:

Для всех остальных пар смежных сечений расчет производим аналогично, и результаты сведем в таблицу А.2.

	РПП	п/ст1	п/ст2	п/ст3	п/ст4	п/ст5	п/ст6
РПП	--	16,5	--	--		--	--
п/ст1	16,5	--	17,5				--
п/ст2	--	17,5	--	16,5	16,5	16,5	--
п/ст3	--		16,5	--		--	--
п/ст4			16,5		--	--	--
п/ст5	--		16,5	--	--	--
п/ст6	--	--	--	--	--		--

Примечание: Отсутствие кратчайшего расстояния между некоторыми подстанциями объясняется тем, что строительство ВЛ между этими подстанциями нецелесообразно.

Учитывая местоположении подстанций и данные таблиц 1.2 и 1.4 составим упрощенную схему сетевого района, с сохранением пространственного положения на ней подстанций, расстояния между ними.

Рисунок 1.1 – Упрощенная схема сетевого района На основании этой упрощенной схемы, дополняющую приведенную исходную информацию, в последующем проведем расчет параметров ВЛ сетевого района, предложим конфигурации построения электрической сети и дадим предложения по организационно-техническим мероприятиям, повышающим эффективность работы ВЛ в условиях воздействия неблагоприятных метеорологических факторов на них.

Определим границы экономических интервалов сечений сталеалюминевых проводов одноцепных и двухцепных линий напряжением 110кВ на железобетонных опорах, во II районе по гололеду по методике, описанной в [7].

Примем в качестве исходных экономические показатели, существовавшие в 1989 году. Стоимость сооружения 1 километра линий на одноцепных и двухцепных железобетонных опорах для ряда сечений взята по таблице 10.15 [14], погонное активное сопротивление по таблице 7.35 [5]. Выбранные данные представлены в таблице А.1.

Таблица А.1 – Стоимость сооружения 1 километра линий на одноцепных и двухцепных железобетонных опорах (с учетом удорожания ) и погонное активное сопротивление для ряда сечений

Величина	Сечение провода
АС- 70/16	АС- 95/16	АС-120/19	АС-150/19	АС-185/24	АС-240/32
	12^.10⁵	12^.10⁵	11,4^.10⁵	11,7^.10⁵	12,9^.10⁵	14^.10⁵
	17,8^.10⁵	17,8^.10⁵	18,1^.10⁵	20^.10⁵	22^.10⁵	24^.10⁵
	0,420	0,306	0,249	0,199	0,157	0,121

Граница между экономическими интервалами для i-того и (i+1)-го сечений для проводов, расположенных на одноцепных и двухцепных железобетонных опорах, представляет собой прямую, определяемую уравнением:

, (А.1)

где

- коэффициент, зависящий от того, между ка

– 608 с. 15 Андреев В.А. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения: Учеб. для вузов по спец. «Электроснабжение». – 3-е изд., переаб. и доп. – М.: Высш. шк., 1991. – 496 с. 16 Раевский А.Н. К вопросу о повторяемости гололеда. – Метеорология и гидрология № 1. –Л.: Гидрометеоиздат, 1953. 17 Труды ГГО. Выпуск № 3. – Л.: Гидрометеоиздат, 1947. 18 Драневич Е.П. Гололед и изморозь. –Л.: Гидрометеоиздат, 1971. 19 Заморский А.Д. Морось и гололед при значительных морозах. – Метеорология и гидрология № 4. – Л.: Гидрометеоиздат, 1953. 20 Кантер Ц.А. Местные условия образования гололеда в Саратовской области. – Сборник работ по синоптике № 2. – Л.: Гидрометеоиздат, 1958. 21 Домилина Л.Е. Влияние возвышенностей Азиатской части СССР на величину гололедно-изморозевых отложений. – Метеорология и гидрология № 8. – М.: Гидрометеоиздат, 1981. 22 Домилина Л.Е. О влиянии рельефа на гололедно-изморозевые отложения. – Метеорология и гидрология № 2. – М.: Гидрометеоиздат, 1981. 23 Инструкция по работе электрических сетей АО Саратовэнерго в условиях погодных аномалий и ликвидации нарушений электроснабжения из-за гололеда, ветра и др. – Саратов.: АО «Саратовэнерго», 1999. 24 Инструкция по работе электрических сетей ОП ПбЭС в условиях гололедно-изморозевых отложений, плавке гололеда на проводах ВЛ. – Саратов.: ОП «ПбЭС», 1999. Приложения Приложение А. Номограммы границ экономических интервалов

1.2 Составление графиков нагрузок. В ходе последующих расчетов параметров ВЛ сетевого района на основе данных, приведенных в таблице 1.2, строим графики нагрузок подстанций. При этом учитываем, что электрическая нагрузка потребителей, а, следовательно, и суммарная нагрузка, определяющая режим работы электростанций в энергосистеме, непрерывно меняется. Общепринято факт изменения активной, реактивной или полной мощности принято отображать в виде суточного и годового графиков нагрузок. При проектировании непрерывные графики заменяют приближенными ступенчатыми графиками. На основе ступенчатых графиков, в конечном счете, вычисляются количество электроэнергии, потребляемой подстанциями за год

, среднегодовая нагрузка всех подстанций

, коэффициент нагрузки

, продолжительность использования максимальной нагрузки

, время наибольших потерь

. В соответствие с изложенным выше порядком, по таблице 1.2 построим суммарный суточный график потребителей в МВт в зимний и летний периоды двумя цветами – синий – зимний, зеленый - летний.

Рисунок 1.2 – Суммарный суточный график нагрузок потребителей в зимний и летний периоды На графике рисунка 1.2 величина

обозначает суммарную активная нагрузка в МВт (из таблицы 1.2). По полученному суммарному суточному графику нагрузок потребителей построим годовой график продолжительности нагрузок. При этом ординату этого графика расположим по оси абсцисс от 0 до 8760ч в порядке убывания максимальных значений потребляемой активной мощности. Продолжительность потребления энергии

, ч, вычислим по формуле:

, (1.1) где

- время, соответствующей ступеньки суточного графика, ч (рисунок 1.2);

- количество зимних суток в году, суток; (

суток);

- количество зимних суток в году, суток; (

суток); Результаты расчетов по выражению 1.1 представлены на рисунке 1.3.

трических сетей и систем. – Минск.: Высшая школа, 1988. – 308 с. 5 Пособие к курсовому и дипломному проектированию для электроэнергетических специальностей вузов: Учебное пособие для студентов электроэнергет. спец. вузов, 2-е изд., перераб. и доп. / В.М. Блок, Г.К. Обушев, Л.Б. Паперно и др.; Под ред. В.М. Блок. – М.: Высшая школа, 1990. – 383 с. 6 Правила устройства электроустановок (ПУЭ)/ Главгосэнергонадзор РФ. – Санкт-Петербург.: Издательство ДЕАН, 1999. – 926 с. 7 Хусаинов И. М. Примеры расчетов электрических сетей: Учебное пособие. – Саратов: Саратов. гос. техн. ун-т, 1998. – 96 с. 8 РОКОТЯН ачи. – 2-е изд., перераб. и доп. – Л.: Энергия, Ленингр. отд-ние, 1979. – 312 с. 9 ГОСТ 13109-87 «Электрическая энергия. Требования к качеству электрической энергии в электрических сетях общего назначения» 10 Боровиков В. А. и др. Электрические сети энергетических систем. Учебник для техникумов. Изд. 3-е, переработанное. Л., «Энергия», 1977. – 392 с. 11 Электротехнический справочник: В 3-х т. Т. 3. Кн. 1. Производство, передача и распределение электрической энергии. /Под общ. ред. профессоров МЭИ В. Г. Герасимова, П. Г. Грудинского, Л. А. Жукова и др. – 6-е изд. испр. и доп. – М.: Энергоиздат, 1982. 12 Справочник по электроснабжению и электрооборудованию: в 2 т. / Под общ. ред. А. А. Федорова. Т. 2. Электрооборудование. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 650 c. 13 ГОСТ 27514-87. Короткие замыкания в электроустановках. Методы расчета в электроустановках переменного тока напряжением выше 1 кВ. М.: Изд-во стандартов, 1989. 4 с. 14 Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. – 4-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1986.

Таблица 1.14 – Уточненные результаты расчета баланса мощностей

Параметр	Номер подстанции	Сумма по всем п/ст
п/ст1	п/ст2	п/ст3	п/ст4	п/ст5	п/ст6

	2,5		2,5	3,5		2,5
	8+ j5,4	6+ j1,6	9+ j5,6	10+j7,4	9+ j5,9	8+ j6	50,45+ j31,65

По таблицам 1.11, 1.12, 1.13 и 1.14 составим однолинейную схему сетевого района, представленную на рисунке 1.11.

Список использованных источников

1 Бургсдорф В.В. Сооружение и эксплоатация линий электропередачи в сильно гололедных районах. – М.-Л.: Госэнергоиздат, 1947. – 195 с.

2 Муретов Н.С. Гололедные образования на воздушных линиях связи и электропередачи. – Л.: Гидрометеоиздат, 1945.

3 Идельчик В.И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 592 с.

4 Поспелов Г.Е., Федин В.Т. Проектирование элек

Рисунок 1.3 – Годовой график нагрузок потребителей На основе годового графика нагрузок потребителей рассчитано количество электроэнергии, потребляемой подстанциями за год

, которое в этом случае равно суммарной площади отдельных ступеней графика:

(1.2) где k - номер ступеньки (периода). Среднегодовую нагрузку подстанций

, определим по формуле:

(1.3) где

- количество часов в году, ч (

). Используя вычисленные параметры

и параметр

, рассчитаем коэффициент нагрузки

по формуле:

(1.4) где

- суммарная максимальная активная нагрузка подстанций, МВт, рассчитанная путем сложения максимальной активной нагрузки потребителей каждой i- ойподстанции в течение суток зимы или лета по таблице 1.2 (

). Зная

, определим продолжительность использования максимальной нагрузки

, по формуле

(1.5) Время наибольших потерь

вычислено по формуле, используя известные

(1.6) Реактивная мощность, которую энергосистема может отпускать в часы наибольших нагрузок, ограничена возможностями загрузки генераторов по току и пропускной способностью системообразующих ЛЭП. При этом реактивная мощность, которую в режиме максимальных нагрузок готова выдавать энергосистема, как правило, оказывается недостаточной, и на подстанциях потребителей необходима установка компенсирующих устройств. Так как на этой стадии проектирования параметры сети еще не известны, то баланс составляется приближенно, на основании статистических данных. Общее потребление активной мощности всеми потребителями в часы максимума или требуемая активная мощ

Умножая

на коэффициент

и округляя результат до ближайшего целого, получаем окончательно количество компенсирующих установок для первой подстанции равное 5, второй – 2, третьей –5, четвертой – 7, пятой – 4, шестой – 5. Значения компенсируемой реактивной мощности на каждой подстанции определяется суммарной реактивной мощностью всех ККУ, устанавливаемых на подстанциях по окончательному расчету и равно соответственно для первой подстанции 2,5, второй – 1, третьей – 2,5, четвертой – 3,5, пятой – 2, шестой – 2,5 Мвар. Общая сумма ККУ по уточненному расчету равна 28 штук и общая сумма мощности 14 Мвар, что совпадает с расчетом для всей электрической сети. Полная мощность электрической сети определяется выражением:

. (1.63) где

- расчетная полная мощность i- ой подстанции в МВА по таблице 1.11. Таким образом, в результате уточнения расчетов баланса активной и реактивной мощностей для проектируемой электрической сети были определены значения активных и реактивных мощностей для всей сети и для каждой подстанции. Расчеты показали, что электрическая система имеет дефицит располагаемой реактивной мощности, который предложено компенсировать на каждой подстанции установкой соответствующего количества компенсирующих конденсаторных установок типа ККУ-10-2, с номинальным напряжением

и мощностью

. Результаты уточненного расчета баланса мощностей по каждой подстанции и целиком по всей сети сведены в таблицу 1.14.

Располагаемая реактивная мощность системы рассчитанная по формуле 1.15 составляет 22,152 Мвар. Дефицит реактивной мощности в сети составит:

В п.1.1 были выбраны компенсирующие конденсаторные установки ККУ-10-2. Зная дефицит реактивной мощности системы

и мощность ККУ-10-2

, определим по формуле 1.17 количество установок на всю электрическую сеть

, округленное до ближайшего целого:

Уточним количество компенсирующих установок для каждой подстанции имея в виду, что суммарная мощность компенсирующих установок должна быть не менее дефицита реактивной мощности. Расчетное количество выбранных ККУ

для каждой подстанции определено по формуле 1.18. В формуле

были вычислены по выражению 1.19.

⇐ Предыдущая 3 4 5 678 9 10 11 Следующая ⇒

Поделиться с друзьями:

Дата добавления: 2017-01-14; Просмотров: 259; Нарушение авторских прав?; Мы поможем в написании вашей работы!

Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет

studopedia.su - Студопедия (2013 - 2024) год. Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав! Последнее добавление

Генерация страницы за: 0.009 сек.