Проектирование развития районной электрической сети

ΔSт =0,9+j1,92МВА

2. Определим  мощность в начале участка 7-7:

  Sн7-7 = S7 + ΔSт =45+j17,4+0,09+j1,92 = 45,09+j19,32МВА

3. Потери  в шунте 8:

  ΔSш7 = U12 ·Y*ш7  = -j0,95 МВА

4.Определяем  мощность в конце участка 7-5:

Sк7-5 = Sн7-7+ ΔSш7 = 45,09+ j18,37 МВА

5. Определяем потери мощности в линии 7-5:

ΔS7-5 =(Sк7-5/U1)2 Z7-5  =5,67 +j3,37 МВА

6. Мощность в начале линии 7-5 с учетом шунта:

Sн 7-5 = Sк7-5   + ΔS7-5 + ΔSш7    = 50,76 + j20,79 МВА

7. Определяем  потери мощности на участке 5-5’ аналогично тому, как рассчитывали ранее.

 ΔSт = 0,07+j0,9MBA

8. Мощность в начале узла 5-5:

  Sн5-5 = Sк55 + ΔSт5    = 30,07 +j15,73 МВА

9. Потери в шунте 5 определяются:

 ΔSш5 = U12 ·Yш5  = - j0,75 MBA

10. Определяем мощность в конце участка 5-5’ с учетом шунта 5:

Sк1-5 = Sн5-5  + ΔSш5 + Sн 7-5 = 80,8 +j35,78 MBA

11. Определяем потери мощности в линии участка 1-5:

ΔSт1-5 =(Sк1-5/U1)2 Z1-5  = 5,5 + j17,9 MBA

12. Мощность в начале участка 1-5 определяется:

Sн1-5 = Sк1-5 + ΔSт1-5 = 80,8 +j35,78 + 5,5 + j17,9 = 86,3 + j53,68 MBA

13. Мощность источника S1 определяется:

         S1= Sн1-5 + ΔSш5 =86,3 + j53,68 +(-j0,75) =86,3 + j52,93 MBA

14. Напряжение в узлах 5 и 5’ определяется без учета поперечной составляющей, т.к. U<220 кВ.

U5= U1- =110-

15. Продольная составляющая падения напряжения в трансформаторе (без трансформации):

            ∆U5= =5,65 кВ

16. Поперечная составляющая падения напряжения в трансформаторе:

                   δU5= =13,66 кВ

17. Напряжение потребителя определяется:

          U’5 = U5  - ∆U5 - δU5 = 103,5– 5,65 – j13,66 = 97,85 – j13,66

          U= 98,8е-j4,47 кВ

18. Определяем коэффициент трансформации:

      nт=U1/U2=110/10=11

19. Определяем напряжение в узле 5’ с учетом трансформации:

U5’= U5/ nт = 97,85/11=8,9 кВ

20. Определяем напряжение в узлах 7 и 7’ (не учитывая поперечную составляющую)

U7= U5- =103,5 -

21. Продольная составляющая падения в трансформаторе (без трансформации)

                       ∆U7= =9,6 кВ

   22. Поперечная составляющая падения напряжения в трансформаторе:

               δU7= =18,3 кВ

22. Напряжение потребителя в узле 8 определяется:

U8’    = U8  - ∆U8 - δU8 = 81,1 – 9,6 – j18,3 = 70,5 – j18,3

           U= 72,5 е-j14,3

23. Определяем коэффициент трансформации:

           nт=U1/U2=110/10=11

24. Напряжение узла 8’ с учетом трансформации:

           U7’= U7/ nт = 70,5/11=6,4 кВ

25. Потоки мощности на участке: Sк1-7= 45,09+ j18,37 МВА

Потери мощности: ΔS1-7 =(Sк1-7/U1)2 Z1-7  =2,94 +j4,11 МВА

26. Мощность в начале 1-7:

Sн 1-7= Sк1-7 + ΔS1-7 = 45,09 + j18,37 +2,94 +j4,11 = 48,3+ j22,48 МВА

27. Мощность, потребляемая от источника кольцевой схемой:

S=S1 + Sн 1-7 = 86,3 + j52,93 + 48,3+ j22,48 = 134,6 + j75,41 МВА

Общая мощность источника:

 S=134,6 + j75,41 + 30,04 + j12,32+ 16,2 +j8,69 = 180,24 + j96,41 МВА

 

 

 

 

 

 

 

 

8. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ

 

                Экономическим критерием является  минимум произведенных затрат:

 

Зн = Ен × К + U + У,

 

где Ен – нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений, Ен = 0,12   1/год;

К – капитальные вложения, тыс.руб.;

U – ежегодные эксплутационные расходы, тыс.руб./год;

У – математическое ожидание ущерба от нарушения электроснабжения.

 

К = Квл + Кпс

 

Издержки на оборудование состоят из отчислений на амортизацию, расходов на ремонт и отчислений на заработную плату.

 

U = Ua + Up + Uo + U∆W,

 

где Ua + Up + Uo = Uэ.

 

Ua = αа × К;

 

                                           Uр = αр × К;

 

                                           Uэ = αэ × К,

где αэ– коэффициент эксплутационных расходов, αэ = 2,8 %.

Издержки на потерю электроэнергии определяются:

 

                                           U∆W = β × ∆W,

 

где β– стоимость потерь электроэнергии, β = 1,5×10-2 тыс.руб./МВтч;

      ∆W – потери электроэнергии в линиях и трансформаторах.

 

U∆W = β (τ×∆Рmax + 8760×∆Рхх),

 

где τ – время потерь, ч.

τ = (0,124 + Тmax/104)2×8760;

 

∆Pmax – максимальная нагрузка, МВт.

 

∆Pmax = 3I2max5 × R.

 

При расчете исключаем затраты на одинаковые элементы

 

Результаты расчетов по формулам  заносим в таблицы 7.1 и 7.2

 

Ветвь	1-7	1-5
Провод	2АС-150/34	2АС-150/24
С,  т.руб/км	178,5	178,5
Квл, т.руб	9996	7854
Imax5, кА	0,179	0,12
Rвл, Ом	5,5	4,8
L, км	56	44
∆Pmax МВт	0,5	0,2

Таблица 7.1 – Экономический расчет схемы А

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 7.2 – Экономический расчет схемы Б

Ветвь	1-7	1-5	7-5
Провод	АС-240/39	АС-240/39	АС-70/11
С,  т.руб/км	126	126	106
Квл, т.руб	7056	3444	3701
Imax5, кА	0,303	0,275	0,045
Rвл, Ом	6,72	5,28	10,32
L, км	56	44	24
∆Pmax МВт	1,85	1,12	0,06

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Сравним два варианта цепи. Результаты расчета затрат сведены в таблицу 7.3

Таблица 7.3  Сравнение вариантов.

Показатели	Схема А	Схема Б
Квл, т. руб/км	17850	15144
ИЭ, т. руб	499,8	424,03
∆Pmax∑ МВт	0,7	2,03
∆w, МВт*ч	3673,3	10653,44
∆И ∆W,	55,1	159,8
И, т. руб	554,9	583,83
З, т. руб	2696,9	2401,1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Разница между вариантами составляет 295,8 т.р., таким образом экономически выгодной является схема Б.

 

 

Механический    расчет   воздушных   линий

 

1. Определение механических нагрузок на провода

 

Механический расчет проводов и тросов ВЛ производим  по  методу допускаемых напряжений, расчет изоляторов и арматуры – по методу разрушающих нагрузок

Механические нагрузки, действующие на провода и тросы  ВЛ, определяются собственным весом провода, величиной ветрового напора и дополнительной нагрузкой, обусловленной гололедом. Рассчитываются единичные нагрузки, обозначаемые Р, и удельные нагрузки, обозначаемые g.

       Проверяем  на механические нагрузки  провод марки АС-300/48. Воздушная линия имеет номинальное напряжение 110 кВ, расположена в населенной местности типа В, относящейся ко I району по гололеду и к V ветровому району, длина пролета  L=200м. Основные значения температур:   t + = +41°C,  t - = -28°C  , tЭ = 8°C.

Для расчета из табл.1(Приложения А)  данного методического пособия   выбираются следующие справочные данные:

· расчетное сечение провода  F= 342,8 мм2 ( суммарное сечение  алюминиевой  и стальной части провода);

· расчетный диаметр провода  d = 24.1мм;

· масса провода (без смазки) m = 1186кг/ км.

Единичная нагрузка, вызванная собственным весом провода  Р1 , Н/м, определится по формуле                                

                                  Р1 = g × m × 10-3,                                                                           (2.1)                                                      

где    g – ускорение свободного падения, g = 9,8 м/с2;

         m – погонная масса провода , кг/км, определяется по табл.1 Приложение А , [6].

                                 Р1 = 9,8 × 1186 × 10-3  = 11,6 Н/м

Единичная нормативная  линейная  гололедная нагрузка  РНГ , Н/м,    определится  по формуле

                          РНГ = p Ki ×Kd×bЭ (d + Ki Kd bЭ) g× r × 10-3 ,                                       (2.2)            

где  Ki и Kd  - коэффициенты, учитывающие изменение толщины стенки гололеда по высоте и в зависимости от диаметра провода, принимаемые по табл.2[пр.А];

       Ki  = 1,4(для высоты приведенного центра тяжести  hпр = 20 мм, табл.9[пр.А])

       Kd  = 0,9

        bЭ -нормативная  толщина стенки гололеда, мм, принимается по табл.3[пр.А] ;

              bЭ = 10 мм (для I гололедного района);

        d – диаметр провода, мм;  d = 24,1мм;

        g – ускорение свободного падения , принимаемое равным 9,8 м/с2;

        r - плотность льда, принимаемая 0,9 г/см3.

    

  РНГ = 3,14×1,4 ×0,9×10 (20 + 1,4×0,9 ×10) 9,8× 0,9 × 10-3   = 11 Н/м

Единичная расчетная линейная гололедная нагрузка   Р2 , Н/м, определится по формуле

                                   Р2  = РНГ ×g nw ×gp ×gf  ×gd ,                                                         (2.3)                                   

где    РНГ -  нормативная  линейная  гололедная нагрузка, Н/м;

          g nw  - коэффициент надежности по ответственности, принимаемый  для линий напряжением до 220кВ  равным 1,0 ;

           gp - региональный  коэффициент, принимаемый равным  от 1,0 до 1,5 на основании опыта эксплуатации , gp = 1,0;

           gf  - коэффициент надежности по гололедной нагрузке, gf  = 1,3 ( для II района по гололеду );

            gd – коэффициент условий работы,    gd = 0,5 ,[1].

                                   Р2  = 11 ×1 ×1 ×1,3  ×0,5 = 7,2 Н/м

 

Нагрузка, обусловленная весом провода и гололедом определится по формуле 

 

                                   Р3 = Р1 +Р2                                                                                    (2.4)                                                                  

                                   Р3 = 11,6 + 7,2 = 18,8 Н/м

 Нормативная  ветровая нагрузка  на провода  Р’НВ, Н, без гололеда определится по формуле

                                   Р’НВ  = aW × Kl  × KW ×CX ×W0× F0× sin2j ,                                        (2.5)                               

 

где    aW   - коэффициент, учитывающий неравномерность ветрового давления по пролету ВЛ, принимаемый по табл. 4[пр.А]   в зависимости от ветрового давления   W, [1 ]

W =  500 Па                         aW   =0,71(табл.4[пр.А])

  Kl  - коэффициент, учитывающий влияние длины пролета на ветровую нагрузку, принимаемый из таблицы: Kl  = 1,02

Длина пролета , м	£ 50	100	150	³ 250
Коэффициент   Kl	1,2	1,1	1,05	1,0

 

Промежуточное значение Kl   определяется линейной интерполяцией.

            KW - коэффициент, учитывающий изменение ветрового давления по высоте в зависимости от типа местности, определяемый по табл. 5[пр.А] ;

           для hпр = 15м  и местности типа В   KW = 0,65;

           CX - коэффициент лобового сопротивления, принимаемый   CX = 1,1

– для проводов, свободных от гололеда, диаметром 20мм и более, т.к  d = 24,1мм;