Предварительное определение сечений проводов воздушных линий

Расчетно-графическая работа

"Расчёт электрических сетей железнодорожного узла"

по дисциплине “ Электрические сети ”

 

Проверил: Выполнил: Неугодников Ю.П. ст.гр. ЭЭ-313

Ватолин И.С.

 

 

Екатеринбург 2015

Реферат

В данном курсовом проекте всего тридцать одна страница, одиннадцать рисунков и три таблицы.

Электрический расчёт, напряжение, электроснабжение, эксплуатационные расходы, нагрузка, трансформатор, воздушная линия, источник питания, сечение провода, компенсация мощности, подстанция, железнодорожный узел.

В курсовом проекте приведён электрический расчёт распределительной схемы электроснабжения. На первом этапе были разработаны варианты схем сети, после чего производился выбор числа и мощности силовых трансформаторов, предварительное определение сечений проводов воздушных линий, выполнение экономических расчётов для выбранных вариантов схем, выбор компенсирующих устройств реактивной мощности, описание конструктивного выполнения линии. И в заключение производится выполнение графической части работы.

 

 

Содержание

Введение………………………………………………………………..……………4

1.Исходные данные……………………………………………………………..… 5

2. Разработка вариантов схем сети………………………………………..…6

3. Определение числа и мощности силовых трансформаторов на подстанциях……………………………………………………………………..7

4. Предварительное определение сечений проводов воздушных линий……………………………………………………………………………………8

5.Экономические расчёты вариантов схем сети………………...……16

Заключение……………………………………………………………………....…21

Литература…………………………………………………………………….……22 Приложение А……………………………………………………………….….…23

 

 

Введение

Целью курсового проекта является получение практических навыков по разработке и проектированию электрических сетей железнодорожного узла, а так же оценка технико-экономических показателей в электрических сетях.

В курсовом проекте разрабатывается наиболее целесообразный вариант распределительной сети железнодорожного узла.

Схема электроснабжения должна отвечать требованиям надёжной работы и в тоже время требовать для своего исполнения меньше оборудования, аппаратов и материалов.

Обеспечение надёжности электроснабжения потребителей производится в соответствии с установленными категориями электроприёмников.

В данном курсовом проекте используется схема питания от двух независимых источников, затраты на выполнение которой ниже чем при питании от одного источника по двум линиям.

 

Исходные данные

Вариант 04

Расчетная схема сети:

 

 

Рис. 1.1

Длины участков:

l₁=2 км;

l ₂=3 км;

l ₃=2 км;

l ₄=3 км;

l ₅=4 км;

 

l ₆=2 км;

l ₇=2.5 км;

l ₈=4 км;

l ₉=3 км.

Стоимость электроэнергии 2 руб./кВт ч.

Продолжительность использования максимума активной нагрузки 5100ч/год.

Мощность активной нагрузки:

С=0,4 МВт;

Д=0,5 МВт;

Л=0,5 МВт;

М=0,3 МВт.

Средний коэффициент мощности потребителя:

С=0,9;

Д=0,92;

Л=0,88;

М=0,86.

Категория потребителей:

С - II;

Д - II;

Л - I;

М - III.

2. Разработка вариантов схем сети

Разработаем несколько вариантов схем электроснабжения потребителей. Для этого начертим в масштабе схему расположения потребителей. Выберем два самых экономичных (по длине проводов) варианта схем сети.

 

1. L_∑= 13.5 км

 

2. L_∑= 15 км

 

 

3. L_∑= 14.5 км

 

4. L_∑= 14 км

 

Для расчёта возьмём схему 1 и 4, как самые экономичные.

Выбор числа и мощности силовых трансформаторов

На подстанциях

 

Для того чтобы определить мощности силовых трансформаторов найдем полные мощности потребителей по формуле:

 

где Р – мощность активной нагрузки МВт;

cos(φ) - средний коэффициент мощности потребителя, тогда:

S_С = 0,4/0,9=0,44 МВА;

S_Д = 0,5/0,92=0,54 МВА;

S_Л = 0,5/0,88=0,56 МВА;

S_М = 0,3/0,86=0,34 МВА.

Определим мощности трансформаторов.

Расчетную мощность трансформатора для потребителей первой и второй категории находим по формуле:

где К₁ – коэффициент, учитывающий категорию потребителя;

S_З - заданная мощность потребителя;

1,4 - коэффициент, учитывающий допустимый перегруз трансформатора на 40%.

S_{расч С} = 440*0.8 / 1,4 = 251 кВА;

S_{расч Л} = 560*1.4 / 1,4 = 400 кВА;

S_{расч д} =540*0,8/1,4=308кВА.

Для потребителей третьей категории S_{расч м} = S_З = 340 кВА.

Номинальные мощности трансформаторов определяем по каталогу (при условии S_ном = S_расч ). Для потребителя С второй категории устанавливаем два трансформатора ТМ-400/10 номинальной мощностью 400 кВА, для потребителя М третьей категории – ТМ-400/10, для потребителя Д второй категории два трансформатора ТМ-400/10, для потребителя Л первой категории два трансформатора ТМ-400/10.

 

Предварительное определение сечений проводов воздушных линий

 

Сечение проводов определяется из условия получения минимальных ежегодных эксплуатационных расходов по каждой линии.

Для определения экономического сечения провода для схемы № 1, определим мощности на участках линии (рис. 4.1).

 

Определим нагрузки на каждом элементе схемы.

Посчитаем реактивные мощности нагрузок по формуле:

= 183квар

= 203.9 квар

= 203.9 квар

= 160квар

 

Т.к. источники питания одинаковы, то мощности на головных участках находятся по формулам:

 

(4.2)

 

 

(4.3)

 

(4.4)

 

 

(4.5)

где l_АВ – длина провода от одного источника питания до другого;

l_K-В' – длина провода от к-того потребителя до противоположного источника питания В; тогда:

Р_А = (400*9+500*5+500*3) / (11) = 691.09 кВт;

Q_А = (183*9+203,9*5+203.9*3) / (11) = 298.01квар;

Р_В = (500*8+500*6+400*2)/ (11) = 709.09кВт;

Q_В = (203,9*8+203.9*6+183*2) / (11) = 292.7квар.

 

Сделаем проверку правильности расчетов:

P_А + P_В =S P_К ; (4.6)

691.09+709.09=500+400+500;

1400 = 1400;

Q_А + Q_В =S Q_К ; (4.7)

298.01+292.7=183+203.9+203.9

590.71=590,71

Расчеты выполнены правильно.

Определим мощности на линии между потребителями:

P_сд +jQ_сд = P_А +jQ_А – P_С – jQ_С =691.09+ j 298.01 -400-j183 = 291.09+j106.01;

P_ЛД +Jq_ЛД = P_В +jQлд – P_Л– jQ_Л =709.09+ j292,7-500-j203,9=209.09+j88,8.

Найдём полные мощности на участках в линии:

кВА

кВА

кВА

кВ

Найдём эквивалентную мощность в линии по формуле:

(4.9)

 

(4.10)

 

Экономическое сечение проводов рассчитываем по формуле:

 

(4.11)

где J_э – экономическая плотность тока, А/мм ² ;

U – Номинальное напряжение в линии, кВ;

S_экв – эквивалентная мощность в линии, кВА.

Округляем сечение провода до стандартного значения и получаем провод АС-35 с сечением 34,01 мм². Проверим провод на допускаемое значение тока. Для этого определим максимальное значение тока протекающего по проводу: следовательно, берем провод АС-50

 

(4.12)

 

где S_макс – максимальная полная мощность на участке линии 10 кВ,

кВА.

I_ДОП = 175 A для длительно допускаемых нагрузок на провод вне помещений при температуре нагрева провода 70°С и температуре окружающей среды 25°С.

186 =I_МАКС< I_ДОП =175, т. е. ток, протекающий по проводу больше допускаемого значения, значит, выбранный провод неудовлетворяет условиям эксплуатации. Следовательно, берем провод АС-50

 

1)Определим сечение провода на участке от источника В до подстанции м.

 

 

Для этого найдем мощность протекающую по этому участку:

(4.13)

 

Найдем сечение провода:

 

мм

(4.14)

Округляем сечение провода до стандартного сечения и получаем провод АС-35 с сечением мм² . Проверим провод на допускаемое значение тока.

Для этого определим максимальное значение тока протекающего по проводу:

(4.15)

 

I_ДОП =220 A для длительно допускаемых нагрузок на провод вне помещений при температуре нагрева провода 70°С и температуре окружающей среды 25°С.

20=I_МАКС< I_ДОП =220, т. е. ток, протекающий по проводу меньше допускаемого значения значит, выбранный провод удовлетворяет условиям эксплуатации.

2)Определим сечение провода на участке от источника А до подстанции Д.

 

Схема№2.

 

 

2)Определим сечение провода на участке от источника А до подстанции B.

 

Найдём мощности на головных участках по формулам (4.2 – 4.5), тогда:

 

Р_А= (400*9+500*5+500*3) / (11) =691.09кВт;

Q_А= (183*9+203,9*5+203,9*5) / (11) =298,01квар;

Р_В=(500*8+500*6+400*2) / (11) = 709.09кВт;

Q_В=(203.9*8+203,9*6+183*2) / (11) = 292,7 квар.

 

Сделаем проверку правильности расчетов:

P_А + P_В =S P_К ;

691.09+709.09=500+400+500;

 

1400=1400;

Q_А + Q_В =S Q_К ;

298.01+292.7= 183+203.9+203.9

591=591

Расчеты выполнены правильно.

 

Определим мощности между потребителями:

P_ДЛ +jQ_ДЛ = P_В +jQ_В – P_Л – jQ_Л =709.09+j292.7 -500-j203,9 = 209.09-j88,8.

P_СД +jQ_СД== P_А +jQ_А – P_С – jQс = 691.09+j298.01-400-j183=291.09+j106.01

Найдём полные мощности на участках в линии по формуле (4.8):

кВА

кВА

кВА

кВА

Найдём эквивалентную мощность в линии по формуле:кВА

 

 

Экономическое сечение проводов рассчитываем по формуле (4.11):

где J_э – экономическая плотность тока, А/мм ² /1/;

U – номинальное напряжение в линии, кВ;

S_ЭКВ – эквивалентная мощность в линии, кВА.

Округляем сечение провода до стандартного сечения и получаем провод АС-35 . проверим провод на допускаемое значение тока. Для этого определим максимальное значение тока протекающего по проводу:

где S_МАКС – максимальная полная мощность на участке линии 10 кВ, кВА.

I_ДОП =140A для длительно допускаемых нагрузок на провод вне помещений при температуре нагрева провода 70°С и температуре окружающей среды 25°С. 120=I_МАКС< I_ДОП =140 т. е. ток протекающий по проводу допускаемого значения значит выбранный провод удовлетворяет условиям эксплуатации.

 

2)Определим сечение провода на участке от источника А до подстанции М.

 

Для этого найдем мощность протекающую по этому участку:

(4.13)

 

Найдем сечение провода:

 

мм

(4.14)

Округляем сечение провода до стандартного сечения и получаем провод АС-35 с сечением мм² . Проверим провод на допускаемое значение тока.

Для этого определим максимальное значение тока протекающего по проводу:

(4.15)

I_ДОП =220 A для длительно допускаемых нагрузок на провод вне помещений при температуре нагрева провода 70°С и температуре окружающей среды 25°С.

20=I_МАКС< I_ДОП =220, т. е. ток, протекающий по проводу меньше допускаемого значения значит, выбранный провод удовлетворяет условиям эксплуатации.

 

 

5. Экономические расчёты вариантов схем сети

 

Выберем наиболее целесообразную схему электроснабжения по общим технико-экономическим показателям. К числу этих показателей относятся: стоимость капитальных затрат и стоимость суммарных ежегодных эксплуатационных расходов.

Годовые потери электроэнергии в линиях и трансформаторах определяем по потерям активной мощности и по времени максимальных годовых потерь.

Рассчитаем схему № 1

Потери энергии в линии рассчитываем по формуле:

 

где S_{к макс} – максимальная мощность, протекающая по к-тому участку

линии, кВА;

R_к – активное сопротивление к-того участка линии, Ом;

t - время максимальных годовых потерь, час/год.

Время максимальных годовых потерь считаем по формуле:

(5.2)

Тогда:

 

Потери в двухобмоточных трансформаторах определяются по формуле:

(5.3)

где DР_кз - потери активной мощности в обмотках трансформатора,

равные потерям

короткого замыкания, кВт;

DР_хх – потери активной мощности в стали трансформатора, равные

потерям холостого хода, кВт;

n – число параллельно включенных трансформаторов;

S – мощность нагрузки на трансформаторы;

S_н – номинальная мощность одного трансформатора;

t – время работы трансформаторов ( t=8760 часов).

Тогда потери в трансформаторах составят:

на подстанции Д

на подстанции С

на подстанции Л

на подстанции Д

Потери электроэнергии в трансформаторах составят:

=147923.38

Ежегодные эксплуатационные расходы складываются из стоимости потерянной энергии в сети за год и расходов на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание.

Ежегодные эксплуатационные расходы в сети определяем из следующего выражения:

(5.5)

где b₀ – стоимость 1 кВт час потерянной энергии, руб/кВт ч;

DW_a – годовые потери электроэнергии в линии, кВт час;

DW_a.тр – годовые потери электроэнергии в трансформаторах, кВт

час;

К_Л – капитальные затраты на сооружение линии, руб;

К_П – капитальные затраты на сооружение подстанции, руб;

Р_ЛS - отчисления на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание

линии в относительных единицах (для воздушных линий на

железобетонных опорах - 0,04);

Р_ПS - отчисления на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание

подстанции в относительных единицах ( для оборудования

подстанций – 0,09).

 

Отчисления на амортизацию и текущий ремонт:

Р_SК_с=[0,04*50*(8*3,25)+0,09*50*(3*3.25)]*10³= 282865руб.

Тогда:

Для оценки более экономичного варианта расчета найдем минимальные приведенные затраты:

(5.6)

где Р_Н – нормативный коэффициент эффективности капиталовложений,

равный 0,125;

К_С – капитальные затраты на сооружение сети, руб.

 

Рассчитаем схему №2.

Потери энергии в линии рассчитываем по формуле (5.1)

*

Т.к. трансформаторные подстанции те же самые то потери в двухобмоточных трансформаторах по ранее расчитаным формулам равны:

DW_атр = 146923.38кВт*ч.

Ежегодные эксплуатационные расходы складываются из стоимости потерянной энергии в сети за год и расходов на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание.

Ежегодные эксплуатационные расходы в сети определяем по формуле (5.6)

Отчисления на амортизацию и текущий ремонт:

Р_S К_Л= =[0,04*50*(8*3,25)+0,09*50*(3*3.25)]*10³= 282865руб

Тогда:

Для оценки более экономичного варианта расчета найдем минимальные приведенные затраты по формуле (5.6)

где Р_Н – нормативный коэффициент эффективности капиталовложений,

равный 0,125;

К_С – капитальные затраты на сооружение сети, руб.

 

Из приведенных выше расчетов следует, что наиболее выгодным является вариант схемы №2. т. к. приведенные затраты в нем меньше.

Заключение

 

В курсовом проекте были получены следующие результаты:

1. Выбрана схема сети электроснабжения на основе предварительного расчёта сечений проводов и экономического расчёта.

2. Определены мощности силовых трансформаторов и их количество на подстанциях:

Потребитель	Категория	Количество, шт.	Мощность, кВА
С	II
D	II
Л	I
М	III

 

3. Выбраны экономические сечения проводов марки АС:

Участок	Номинальное сечение, мм2
А - В

 

4. Была составлена схема сети принятого варианта электроснабжения.

 

 

Литература

1. Пятков П.Я. «Электрические сети. Методические указания для курсового проектирования»

2. Правила техники безопасности при эксплуатации распределительных электросетей. – М.: Атомиздат, 1976.

Приложение А

 

Мероприятия по технике безопасности при окраске

и антисептировании опор

 

При окраске опоры принимаются меры для предотвращения попадания краски на изоляторы и провода (например, применение поддонов).

Антикоррозионное покрытие неоцинкованных металлических опор и металлических деталей железобетонных и деревянных опор восстанавливается по мере необходимости.

Окраску опор с подъёмом до её верха могут выполнятьчлены бригады с группой II. Эксплуатационные допуски и нормы отбраковки деталей опор и прочих элементов линий электропередачи должны соответствовать Нормам.

При окраске и антисептировании подниматься на опору и работать на ней разрешено только в тех случаях, когда имеется полная уверенность в достаточной прочности опоры, в частности её основания. Необходимость и способы укрепления опоры определяются на месте производителем или ответственным руководителем работ.

При подъёме на опору строп предохранительного пояса заводится за стойку или в случае подъёма на железобетонную опору прикрепляется к лазу.

При работе на опоре следует пользоваться предохранительным поясом и опираться на оба когтя (лаза) в случаях их применении.

При производстве работ с опоры, телескопической вышки без изолирующего звена с другого механизма для подъёма людей расстояние от человека или от применяемым им инструментом или приспособлением, до проводов воздушной линии напряжения до 1000 В, радиотрансляции и телемеханики должно быть не менее 0,6 м. Если, при работах не исключена возможность приближения к перечисленным проводам на меньшее расстояние они отключаются и заземляются на месте производства работ.