Введение

Задачей данного курсового проекта является: определение параметров элементов электрической сети и составление схем замещения, на основе которых ведётся расчёт режимов сети. Элементами любой электрической сети являются воздушные и кабельные линии электропередач различного номинального напряжения, подстанции с установленными на них трансформаторами и авто-трансформаторами, нагрузки в виде отдельных электроприёмников и совокупности их. При решении различных задач энергетики и электрофикации, приходиться учитывать влияние электрических сетей. Поэтому каждый инженер-электроэнергетик должен иметь необходимые сведения о свойствах, технико –экономических показателях и условиях работы электрических сетей. Эти сведения нужны как при выполнении технико-экономических расчётов при сравнении вариантов различных решений , так и для выбора оборудования с учётом режимов его работы.

При анализе работы электрических сетей отдельные генераторы и электроприёмники часто непосредственно не рассматриваются. Пункты питания и потребления в целом отражают некоторыми укреплёнными показателями в виде так называемых нагрузок - положительных (потребление) или отрицательных (питание).

В настоящее время всё чаще применяются схемы подстанций с выключателями на ВН вместо схем с короткозамыкателями.

Выбор выключателей на стороне высокого напряжения в схемах подстанций обусловлен повышением надёжности энергосбережения (схемы с выключателями хоть и дороже на стадии строительства, но в процессе эксплуатации они себя окупают за счёт уменьшения убытка при перерыве электросбережения). В связи с этим в настоящее время при строительстве новых электрических сетей и при капитальном ремонте действующих, отходят от схемы с короткозамыкателями и отделителями. Применение вакуумных и элегазоввых выключателей снимает вопрос об затратах на ремонт и эксплуатацию данных выключателей в течении 12-ти лет (гарантии завода – изготовителя).

Задание на курсовой проект

Спроектировать электрическую сеть напряжением 35-110 кВ для электроснабжения шести потребителей от двух источников электроэнергии.

Таблица 1. Данные источников электроэнергии

Координаты

Обозначения

Масштаб

км/cм

A

B

A

B

X

Y

X

Y

14

9

10

2

Система

TДTН-16000/115/38,5/11

S_сн = 6 MВA,

S_нн = 1,5 MВA

2

Таблица.2 Координаты потребителей

Координаты потребителей

1

2

3

4

5

6

X

Y

X

Y

X

Y

X

Y

X

Y

X

Y

4

3

9

5

16

4

10

8

16

1

13

2

Таблица.3 Данные электрической сети

Номер узла

Максимальная зимняя нагрузка

МВт

Cos φ

Состав потребителей по категориям электроснабжения

(1/2/3),%

Номинальное напряжение сети

НН, кВ

Напряжение на шинах источников, % от Uном

Продолжительность

Использования максимума нагрузки

Т_м

Cos φ

Durata perioadei de investiţie

Норм

режим

Послеавар.

режим

1

6

0.85

20/40/40

10

105

107

6000

0.8

2

2

4

0.85

20/40/40

10

6000

0.8

2

3

7

0.85

20/40/40

10

6000

0.8

2

4

4

0.85

20/40/40

10

6000

0.8

2

5

7

0.85

20/40/40

10

6000

0.8

2

6

5

0.83

10/25/65

10

6000

0.8

2

1. Выбор вариантов схем электрических сетей.

1.1 Расчёт потребления активной мощности и баланса реактивной мощности в сети

1. Активная мощность выдаваемая в сеть источниками

(1.1);

где суммарная активная мощность источников, отдаваемая в проектируемую сеть, MW;

коэффициент одновременности наибольших активных нагрузок потребителей,

наибольшая активная мощность i-й нагрузки, MW;

число нагрузок;

относительное значение суммарных потерь активной мощности в сети.

При выполнении курсового проекта предполагаем, что питающая электрическая система имеет установленную мощность генераторов, достаточную для покрытия активной мощности потребителей проектируемого района.

1.1.2 Реактивная мощность выдаваемая в сеть источниками

где  реактивная мощность источников питания;

1.1.3 Реактивная мощность потребляемая нагрузками

(1.2)

где  суммарная реактивная мощность необходимая для электроснабжения потребителей;

 коэффициент одновременности максимальных нагрузок, ;

наибольшая реактивная мощность i-й нагрузки, MVAr;

относительная величина потерь в трансформаторе , ;

t  число трансформаторов, t = 1;

l  число участков электрической сети;

потери реактивной мощности в линии , MVAr;

зарядная реактивная мощность j-го участка, MVAr;

предположим что ;

мощность i-й нагрузки, MVAr, .

Расчет реактивной мощности потребителей:

(1.3)

Определяем мощность каждой нагрузки:

Определим суммарную мощность компенсирующего устройства:

(1.4)

Расчётные значения нагрузок:

Q_куi

1,32

0,88

1,54

0,88

1,54

1,35

S_расi

6+ j 2,4

4+ j 1,6

7+ j2,8

4+ j1,6

7+ j 2,8

5+ j 2

1.2 Составление вариантов конфигурации электрической сети

При составлении вариантов конфигурации электрической сети руководствуемся следующими рекомендациями:

1. Суммарная длина всех линий должна быть как можно меньше;

2. Передача электрической энергии от источника к пунктам потребления должна производиться по кратчайшему пути с меньшим число трансформации;

3. Необходимо стремиться к отсутствию незагруженных линий;

4. Разработку вариантов следует начинать с наиболее простых конфигураций сетей -радиальных, магистрально-радиальных, кольцевых;

5. Каждый составленный вариант конфигурации электрической сети должен удовлетворять условиям надежности, среди которых важно отметить следующее:

-потребители первой категории должны питаться от двух независимых источников т.е. к потребителям первой категории должны подходить не менее двух линий;

-в аварийных режимах линии не должны перегружаться.

Вариант 1:

1

2

4

A

3

5

В

6

Вариант 2:

1

2

4

A

3

5

B

6

Длина линии.

где:  -Масштаб [км/см]

x₁, x₂, y₁, y₂ – Координаты точек .

Для схемы 1:

Линия

A-4

4-2

2-1

1-В

B-6

5-6

3-5

A-3

Длина,км

8,2

6,3

10,7

12,16

6

6,3

6

10,7

l_ =66,36км .

Для схемы 2:

Линия

B-6

4-2

2-1

B-2

5-6

3-5

A-4

A-3

Длина,км

6

6,3

10,7

6,3

6,3

6

8,2

10.7

l_ =54,2 км.

1.3 Расчёт приближенного потокораспределения

Расчёт потокораспределения проводим без учёта потерь мощности на участках электрической сети. Поскольку на данном этапе проектирования сопротивления участков неизвестны , то последние мы заменяем их длинами.

4

3

S_расч3

S_расч4

S₂₄

S_4A

S_A3

1

2

5

6

B

S_расч1

S_B

S_расч6

S_расч5

S_расч2

S₁₂

S₃₅

S₅₆

S_6B

S_B1

A

Для схемы 1:

B

1

2

4

3

5

6

S_B

S_рас6

S_рас5

S_рас333

S_рас4

S_k2

S₂₄

S_4A

S_A3

S₃₅

S₅₆

S_6B

S_B1

S₁₂

S_рас1111

Для схемы 2:

1.4 Выбор номинального напряжения участков электрической сети

Наивыгоднейшее напряжение сети определяем по формуле (1.7):

кВ (1.7)

где экономическое напряжение участка сети, кВ;

длина линии, км;

передаваемая активная мощность, МВт.

Вариант 1

Для варианта №1 выбираем номинальное напряжение U_nom=110 кВ.

Вариант 2

Для варианта 2 выбираем номинальное напряжение U_н=110 кВ.

1.5 Выбор схемы электрических соединений подстанций

Тип схемы на стороне высокого напряжения подстанции определяется её категорией, ролью и местоположением в электрической системе.

Для схемы 1:

Узел 1,2,3,4,5,6 –схема 8 из 11SE.

Для схемы 2:

Узел1,3,4,5,6- схема 8.

Узел 2-схема 12.

1.6 Выбор оборудования

1.6.1 Выбор числа и мощности трансформаторов

Номинальная мощность трансформатора, установленного в i-м узле должна удовлетворять условию:

(1.8)

где нагрузка узла i.

коэффициент аварийной перегрузки, .

n- число трансформаторов в узле, n=2

Определяем мощность каждой нагрузки:

узел 1. узел 4.

узел 2. узел 5.

узел 3. узел 6.

Выбираем следующие трансформаторы

Таб.4

Узел

S_ном

Расч.

S_ном

Уст.

Тип

трансформатора

U_ном

ВН

U_nom

НН

U_кз

P_кз

P₀

Q₀

I₀

MВA

MВA

кВ

кВ

%

кВт

кВт

кВар

%

1

5,04

6,3

ТMH-6300/110

115

11

10,5

44

11,5

50,4

0,8

2

3,36

4,0

ТMH-4000/110

115

11

10,5

22

5,0

37,5

1,5

3

5,88

6,3

ТMH-6300/110

115

11

10,5

44

11,5

50,4

0,8

4

3,36

4,0

ТMH-4000/110

115

11

10,5

22

5,0

37,5

1,5

5

5,88

6,3

ТMH-6300/110

115

11

10,5

44

11,5

50,4

0,8

6

4,3

6,3

ТMH-6300/110

115

11

10,5

44

11,5

50,4

0,8

1.6.2 Выбор коммутационной аппаратуры

В данном курсовом проекте коммутационная аппаратура выбирается по расчетным условиям нормального режима (по номинальному напряжению и номинальному току).

Эти условия могут быть записаны в виде

U_н  U_{сети. н};

I_н  I_{раб.расч};

где

U_н, I_н-номинальные напряжения и номинальные токи выбираемого оборудования;

U_{сети. н}- номинальное напряжение сети;

I_{раб.расч}- наибольший рабочий ток.

Наибольший рабочий ток рассчитываем по формуле(1,9) :

(1.9):

узел 1. узел 4.

узел 2. узел 5.

узел 3. узел 6.

Таб.5 Коммутационные аппараты.

Название

Тип

Разъеденители

PДЗ-110/1000

Разъеденители

3OН-110М/ИУ1

Выключатели

ВВБК-110Б-50

Трансформаторы тока

ТФЗМ110-У1

Трансформаторы напряжения

НКФ-100-57

1.7 Выбор и проверка сечений проводов на участках сети

1.7.1 Выбор сечений и марок проводов на участках

Выбор сечений проводников производим по расчетной токовой нагрузке линий , которая определяется по выражению

где -ток в линии на пятый год эксплуатации;

- коэффициент учитывающий изменения нагрузки =1,05

- коэффициент учитывающий число часов использования

Величина тока на i-м участке определяем по результатам расчета приближенного потокораспределения;

Для схемы 1

I₅₆ =12,6A;

I_6B =40,68A;

I_B1 =9,34A;

I₁₂ =30,62A;

I₂₄ =52,75A;

I_4A =75,16A;

Расчётная токовая нагрузка участков линии:

В соответствии с таб 7-2 стр.194.[1] выбираем сечение и тип провода.

Результаты заносим в таблицу №6

Таб.6

Участок линии

Iр,А

Марка провода

I_доп , А

R₀, Ом/км

X₀, Ом/км

b₀, Cм/км

A-3

69,93

АС-70/11

265

0,42

0,44

2,46∙10^-6

3-5

28,71

АС-70/11

265

0,42

0,44

2,46∙10^-6

5-6

13,23

АС-70/11

265

0,42

0,44

2,46∙10^-6

6-B

42,71

АС-70/11

265

0,42

0,44

2,46∙10^-6

B-1

9,8

АС-70/11

265

0,42

0,44

2,46∙10^-6

1-2

32,15

АС-70/11

265

0,42

0,44

2,46∙10^-6

2-4

55,38

АС-70/11

265

0,42

0,44

2,46∙10^-6

4-A

78,91

АС-70/11

265

0,42

0,44

2,46∙10^-6

Для схемы 2

I₅₆ =12,49A;

I_6B =43,9A;

I_B2 =6,8A;

I₁₂ =33,91A;

I₂₄ =51,64A;

I_4A =74,19A;

Расчётная токовая нагрузка участков линии:

В соответствии с таб 7-2 стр.194.[1] выбираем сечение и тип провода.

Результаты заносим в таблицу №7

Таб.7

Участок линии

Iр,А

Марка провода

I_доп , А

R₀, Ом/км

X₀, Ом/км

b₀, Cм/км

A-3

72,4

АС-70/11

265

0,42

0,44

2,46∙10^-6

3-5

31,19

АС-70/11

265

0,42

0,44

2,46∙10^-6

5-6

13,11

АС-70/11

265

0,42

0,44

2,46∙10^-6

6-B

46,09

АС-70/11

265

0,42

0,44

2,46∙10^-6

B-2

7,14

АС-70/11

265

0,42

0,44

2,46∙10^-6

1-2

35,6

АС-70/11

265

0,42

0,44

2,46∙10^-6

2-4

54,22

АС-70/11

265

0,42

0,44

2,46∙10^-6

4-A

77,9

АС-70/11

265

0,42

0,44

2,46∙10^-6

1.7.2 Проверка сечений проводов

Выбранные сечения проводов должны быть проверенны:

1. По допустимой токовой нагрузке по нагреву;

2. по условиям короны;

3. по условиям механической прочности ;

4. по допустимой потери напряжения;

1. Проверка сечений линий по допустимой токовой нагрузке по нагреву осуществляется по условию:

;

Где -расчетный ток для проверки проводов и кабелей по нагреву;

-допустимые длительные токовые нагрузки[4] (таб.17).

Для провода марки АС-70 допустимый ток

Для обоих вариантов все проводники удовлетворяют условию как в нормальном, так и в аварийном режимах.

В соответствии с /1.таб.2.4/ сечение всех участков удовлетворяют условиям короны.

2 Расчёт режимов работы электрической сети и выбор средств регулирования напряжения

Задачей данного раздела является определение потоков мощности в ветвях, напряжений в узлах , как в нормальном , так и в аварийном режиме с учётом потерь мощности и напряжений во всех элементах сети, а также выбор средств регулирования напряжения.

2.1 Составление схемы замещения сети

2.1.1 Параметры участков

Определяем параметры П-образной схемы замещения для участков

Вариант 1.

Вариант 2.

2.1.2 Определение приведённых нагрузок

Значения приведённых нагрузок определяем по формуле

R_Tp-активное сопротивление трансформатора

X_Tp- реактивное сопротивление трансформатора

dP_Tp, dQ_Tp- потери активной и реактивной мощности в обмотках трансформатора.

- принимая во внимание зарядные мощности линий.

Узел 1.

Узел 2.

Узел 3.

Узел 4.

Узел 5.

Узел 6.

Узел B.

Вариант 2.

Так как для второго варианта трансформаторные подстанции остаются те же, то R_Tp, X_Tp, ∆P_Tp, ∆Q_Tp остаются такие же как и для первого варианта, поэтому мы рассчитываем только приведённые нагрузки для каждого узла

Узел 1.

Узел 2.

Узел 3.

Узел 4.

Узел 5.

Узел 6.

Узел B.

2.1.3 Расчёт приближённого потокораспределения

Вариант 2

Используя 1-й закон Кирхгофа определяем потокораспределение во всей сети.

1

2

4

A

3

5

6

B

S_k1

S_B

S₆

S₅

S₃

S₄

S_k2

S₂₄

S_4A

S_A3

S₃₅

S₅₆

S_6B

S_B1

S₁₂

S₁

S₂

S_B2

--

2.1.4 Уточнённый расчёт потокораспределения

Вариант 1.

Принимая во внимание направление потоков мощностей и потери мощности в отдельных участках, определяем мощности в начале и в конце участков. Точками потокоразделов являются точки 2 и 5. Начинаем расчеты от этих точек, пересчитываем потокораспределение с учетом потерь мощности.

S`_A3

S``_A3

S`₅₆

S``₅₆

A

3

5`

6

S`₃₅

S``₃₅

S`_A4

S``_A4

S`₅₆

S``₅₆

A

4

2`

6

S`₄₂

S``₄₂

S`_B6

S``_B6

S`₆₅

S``₆₅

S`₅₆

S``₅₆

B

6

5

6

S`_B1

S``_B1

S`₅₆

S``₅₆

B

1

2`

6

S`₁₂

S``₁₂

Вариант 2.

S`_A3

S``_A3

S`₅₆

S``₅₆

A

3

5`

6

S`₃₅

S``₃₅

S`_A4

S``₄₃

S`₅₆

S``₅₆

A

4

2`

6

S`₄₂

S``₄₂

S`_B6

S``_B6

S`₆₅

S``₆₅

S`₅₆

S``₅₆

B

6

5

6

S`₂₁

S``₂₁

S`₅₆

S``₅₆

2

5

6

1

2.1.5 Определение напряжения в узлах схемы

Вариант 1.

Зная напряжение на шинах генерирующих узлов в нормальном режиме определяем потери напряжения на участках и напряжения в узлах сети.

Для участка А-3;

Для участка 3-5;

Для участка B-6;

Для участка B-1;

Для участка A-4;

Для участка 2-4;

Вариант 2.

Для участка А-3;

Для участка 3-5;

Для участка B-6;

Для участка B-2;

Для участка A-4;

Для участка 2-4;

Для участка 2-1;

2.2 Расчет послеаварийных режимов

2.2.1 Расчет потокораспределения

Вариант 1.

Расчет послеаварийных режимов выполняется как для уточненной проверки выбранных сечений проводов по условиям допустимого нагрева, так и для определения наименьших значений напряжения, которые могут быть на шинах подстанции.

Рассматриваем случай отключения наиболее нагруженной линии (участок А-4)

Используя 1 закон Кирхгофа определяем потокораспределение в аварийном режиме.

2

4

A

3

5

6

B

S₁

S_B

S₆

S₅

S₃

S₄

S₂

S₁₂

S₂₄

S_4A

S_A3

S₃₅

S₅₆

S_6B

S_B1

2

4

A

3

5

6

B

S_k1

S_B

S₆

S₅

S₃

S₄

S_k2

S₂₄

S_4A

S_A3

S₃₅

S₅₆

S_6B

S_B1

S₂

S₁

S_B

S₁₂

Вариант 2.

Рассматриваем случай отключения наиболее нагруженной линии для второго варианта электрической сети (участок А-3)

2.2.2 Определение напряжения в узлах схемы в послеаварийном режиме

Вариант 1.

Зная напряжение на шинах генерирующих узлов в нормальном режиме определяем потери напряжения на участках и напряжения в узлах сети.

Для участка А-3;

Для участка 3-5;

Для участка 5-6;

Для участка B-6;

Для участка B-1;

Для участка 2-1;

Для участка 2-4;

Вариант 2.

Для участка А-4;

Для участка 2-4;

Для участка 2-1;

Для участка B-2;

Для участка B-6;

Для участка 5-6;

Для участка 3-5;

2.3 Выбор средств регулирования напряжения

Определяем ступень РПН на которой должен работать трансформатор по формуле:

где: -напряжение на шинах ВН подстанции

- номинальное вторичное напряжение трансформатора

- номинальное первичное напряжение трансформатора

- напряжение которое должно быть на шинах НН

- потери напряжения в трансформаторе, определяемые по формуле:

где: - активное и индуктивное сопротивление трансформатора

- активная и реактивная нагрузка трансформатора

Вариант 1.

Номинальный режим:

Для узла 1

Узел 1.

Напряжение на вторичной обмотке трансформатора при этом ответвлении РПН:

;

Узел 2.

Напряжение на вторичной обмотке трансформатора при этом ответвлении РПН:

;

Узел 3.

Напряжение на вторичной обмотке трансформатора при этом ответвлении РПН:

;

Узел 4.

Напряжение на вторичной обмотке трансформатора при этом ответвлении РПН:

;

Узел 5.

Напряжение на вторичной обмотке трансформатора при этом ответвлении РПН:

;

Узел 6.

Напряжение на вторичной обмотке трансформатора при этом ответвлении РПН:

;

Вариант 1.

Послеаварийный режим, регулирование напряжения в узлах:

Узел 1.

Напряжение на вторичной обмотке трансформатора при этом ответвлении РПН:

;

Узел 2.

Напряжение на вторичной обмотке трансформатора при этом ответвлении РПН:

;

Узел 3.

Напряжение на вторичной обмотке трансформатора при этом ответвлении РПН:

;

Узел 4.

Напряжение на вторичной обмотке трансформатора при этом ответвлении РПН:

;

Узел 5.

Напряжение на вторичной обмотке трансформатора при этом ответвлении РПН:

;

Узел 6.

Напряжение на вторичной обмотке трансформатора при этом ответвлении РПН:

;

Вариант 2.

Номинальный режим:

Для узла 1

Напряжение на вторичной обмотке трансформатора при этом ответвлении РПН:

;

Узел 2.

Напряжение на вторичной обмотке трансформатора при этом ответвлении РПН:

;

Узел 3.

Напряжение на вторичной обмотке трансформатора при этом ответвлении РПН:

;

Узел 4.

Напряжение на вторичной обмотке трансформатора при этом ответвлении РПН:

;

Узел 5.

Напряжение на вторичной обмотке трансформатора при этом ответвлении РПН:

;

Узел 6.

Напряжение на вторичной обмотке трансформатора при этом ответвлении РПН:

;

Вариант 2.

Послеаварийный режим, регулирование напряжения в узлах:

Узел 1.

Напряжение на вторичной обмотке трансформатора при этом ответвлении РПН:

;

Узел 2.

Напряжение на вторичной обмотке трансформатора при этом ответвлении РПН:

;

Узел 3.

Напряжение на вторичной обмотке трансформатора при этом ответвлении РПН:

;

Узел 4.

Напряжение на вторичной обмотке трансформатора при этом ответвлении РПН:

;

Узел 5.

Напряжение на вторичной обмотке трансформатора при этом ответвлении РПН:

;

Узел 6.

Напряжение на вторичной обмотке трансформатора при этом ответвлении РПН:

;

2.4 Сравнение вариантов

Сравнивая рассматриваемые варианты, можно сделать следующие выводы:

1. Оба варианта доступны по техническим параметрам (надёжность, регулирование напряжения в нормальном и послеаварийном режимах).

2. Потери активной мощности в обоих вариантах практически одинаковы.

3. Суммарная длина линий в первом варианте равна - 66,36 км, а во втором варианте – 54,2км.

4. Работа релейной защиты и автоматики во втором варианте реализуется гораздо легче чем в первом(кольцевая схема).

5. В результате технического сравнения вариантов принимаем второй вариант.

3. Расчёт провода на механическую прочность АС-70/11

3.1 Определение удельных нагрузок

Провода и тросы воздушных линий испытывают действия механических нагрузок, направленных по вертикали (масса провода и гололеда) и по горизонтали (давление ветра). При механическом расчёте проводов и тросов удобно использовать удельные нагрузки, то есть нагрузки, действующие на один погонный метр повода и приходящие на 1мм² площади поперечного сечения провода.

3.1.1 Нагрузка от собственного веса провода

Исходные данные:

AC-70/11;

F=F_cт+F_al , F_cт,F_al

– выбираем из таб. 14. F_cт=11,3 мм² ;F_al=68мм²;

F=79,3мм²

G – удельный вес провода , G=274 (кг/км)

d – диаметр провода

b_c – толщина стенки гололеда,

g₀ – 9,81м/с²;Скорость ветра V = 25 m/s.

Скорость напора ветра q _max =40 daN/;

₁

3.1.2 Нагрузка от веса гололёда

3.1.3 Нагрузка от веса провода и гололеда

3.1.4 Горизонтальная ветровая нагрузка на провод без гололеда

₄

d

 - коэффициент неравномерности скоростного напора ветра =0.85;

С_c – коэффициент лобового сопротивления.

С_c=1.2 если d< 20 mm,

3.1.5 Горизонтальная ветровая нагрузка на провод, покрытый гололедом

₅

d

3.1.6 Результирующая от ветровой нагрузки и веса провода без гололеда

3.1.7 Результирующая от ветровой нагрузки и веса провода, покрытого гололедом

₄

d

₁

₆

3.2 Определение критических пролетов

Критическим пролётом называется такая длина пролёта, при котором достигаются допустимые напряжения провода при двух любых типах климатических условий.

Формула для определения критического пролета может быть получена из уравнения состояния провода

;

Где: допускаемые напряжения в проводе соответственно в режиме “n” и “m”, , из таб 2.5.7 [ 3 ] .

соответствующие удельные нагрузки, .

l_кр - длина критического пролета, m.

E = 1/ - модуль упругости ,, из таб 2.5.8 [ 3 ].

 - температурный коэффициент мощности расширения провода, из таб 2.9.8 [3].

tn , tm - температуры,

Решая уравнение состояния провода относительно l_kpi, получаем

;

Критические пролеты можно рассчитать , подставляя в формулу данные, характеризующие исходные режимы:

i=1

i=2

i=3

t_max = 40°C; t_min = -35°C; t_ср = 5°C; E= 8250 ;

;

l_kp1> l_kp2> l_kp3

3.3 Определение исходного режима провода

Выбираем подходящую длину [l]=200m;

Выбираем рабочую длину пролета l_р=170 m > l_кр2;

Выбираем исходные данные для расчета:

[_c]=11,6 daN/mm²;

_6,7=27,58∙10^-3 daN/m∙mm².

3.4 Определение стрел провеса провода

Стрела провеса провода определяется по формуле:

где : удельная нагрузка в расчетном режиме ;

напряжение в материале провода в расчетном режиме;

l - длина пролета 2.5.5 [ 3 ].

Напряжение в проводе определяется из уравнения состояния провода :

(3.4)

Режимы расчета провода

Расчетный режим

Сочетания климатических условий

Номер нагрузки

I

Провод и тросы покрытые гололедом, скоростной напор ветра 0,25 N/ (но не более 140 N/)

6,7

II

Провода покрыты гололедом, ветер отсутствует q=0

3

III

Скоростной напор ветра q, , гололед отсутствует

6

IV

Среднегодовая температура, ветер и гололед отсутствуют

1

V

,ветер и гололед отсутствует

1

VI

Низкая температура , ветер и гололед отсутствует

1

VII

Максимальная температура =40⁰C, ветер и гололед отсутствует

1

;

;

;

Режим I :

Режим II :

Режим III :

Режим IV :

Режим V :

Режим VI :

Режим VII :

Определение стрел провеса :

Режим I:

Режим II :

Режим III : ;

Режим IV : ;

Режим V : ;

Режим VI : ;

Режим VII : ;

3.5 Определение критической температуры

Критическую температуру определяют по формуле

Поскольку t_max > t_кр,максимальная стрела провиса будет возникать при t_max

Заключение

В результате выполнения данного курсового проекта мы спроектировали электрическую сеть с номинальным напряжением 110 кВ для электроснабжения шести потребителей от двух источников электроэнергии.

Но заданием не предусматривалось выполнение технико-экономического сравнения вариантов, поэтому оптимальный вариант был выбран по следующим критериям: 1.Доступность электрической сети;

2.Суммарная длина линий;

После выполнения расчётов номинального режима работы электрической сети выяснили, что параметры сети были рассчитаны верно и соответствовали нормам.

Так же мы выполнили расчёт выбранного сечения проводов на механическую прочность.

В данном курсовом проекте мы научились проектировать электрическую сеть используя знания полученные из курса дисциплины _,,Транспортировка и распределение электрической энергии^,, .

Список литературы

1. Стратан И.П., Шепелевич Е.И. Методические указания к курсовому проекту по дисциплине “Электрические сети и системы”. Кишинёв: КПИ им. С. Лазо‚ 1987.

2. Стратан И.П. Справочный материал к курсовому проекту по электрическим сетям и системам. Кишинёв: КПИ им. С. Лазо‚ 1980.

3. Справочник по проектированию электроэнергетических систем. Под ред. Рокотяна С.С. и Шопиро И.М. М: Энергоатомиздат, 1985.

4. Правила устройства электроустановок. М.: Энергоатомиздат, 1985.

5. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. М.: Энергоатомиздат, 1987.

6. Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций. Справочный материал для курсового и дипломного проектирования. М.: Энергия‚ 1989.

7. Электрические системы. Т.2. Под ред. Веникова В.А. М.: Высшая школа, 1971.

8. Электроэнергетические системы в примерах и иллюстрациях. Под ред. Веникова В.А. М.: Высшая школа, 1983.