Как найти длину линии электропередачи

Определение длин лэп

Для варианта №1

Рис 2.
Схема соединения. Вариант № 1

L_∑
= 245,76
км

Для
варианта №2

Рис 3.
Схема соединения. Вариант № 2

L_∑
= 246,18 км

Для
варианта №3

Рис 4.
Схема соединения. Вариант № 3

L_∑
= 253,76 км

Для
варианта №4

Рис 5.
Схема соединения. Вариант № 4

L_∑
= 303,8 км

Для
варианта №5

Рис 6.
Схема соединения. Вариант № 5

L_∑
= 258,27 км

Для
варианта №6

Рис 7.
Схема соединения. Вариант № 6

L_∑
= 327,28 км

Для
варианта №7

Рис 8.
Схема соединения. Вариант № 7

L_∑
= 354,23 км

Для
варианта №8

Рис 9.
Схема соединения. Вариант № 8

L_∑
= 285,98 км

Для
варианта №9

Рис 10.
Схема соединения. Вариант № 9

L_∑
= 290,01 км

Для
варианта №10

Рис 11.
Схема соединения. Вариант № 10

L_∑
= 309,47 км

Таблица № 2

Сравнение вариантов конфигурации сети

№ варианта	L ∑ — сумм. длина ЛЭП, км	Примечания
1	245,76	Схема проста, двухцепных линий нет, имеется «острый угол» для ЛЭА l7 и l8
2	246,18	Схема проста, выгодна по длине, не имеет «острых углов»
3	253,76	Схема проста, выгодна по длине, не имеет «острых углов»
4	303,8	Схема проста, не имеет «острых углов», имеет двухцепную ЛЭП l4 достаточно большой длины (-) = 87,41 км
5	258,27	Схема наиболее проста по распределению относительно ИП, не имеет «острых углов», имеет двухцепную ЛЭП l3 достаточно большой длины (-) = 71,11 км
6	327,28	Схема наиболее проста по распределению относительно ИП, не имеет «острых углов», имеет двухцепную ЛЭП l2 = 82 км, l3=66км, l4=76км– наименее выгодный вариант изначально
7	354,23	Схема проста, имеется «острый угол» для ЛЭА l7 и l8, имеет двухцепную ЛЭП l2 = 40 км, l3=86км, l4=92км – наименее выгодный вариант изначально
8	285,98	Схема наиболее проста по распределению относительно ИП, не имеет «острых углов», «компактно» распределена по местности (
9	290,01	Схема наиболее проста по распределению относительно ИП, не имеет «острых углов», «компактно» распределена по местности (наиболее выгодная
10	309,47	Схема наиболее проста по распределению относительно ИП, не имеет «острых углов», «компактно» распределена по местности (наиболее выгодная ЛДП ИП2 — Н4 – Н6 – Н5 – ИП1; ЛДП ИП2 – Н3 – Н2 — ИП2 – проста и компактна, имеет двухцепную ЛЭП l1 = 61,808 км, по сравнению с вариантом №8 меньшую длину двухцепной линии

Выбраны варианты
№№ 1,2,3 – по минимальной длине и простоте
конфигурации сети.

После
расчета задачи ПРАМ, выбора U
ном, расчета токов нормального и
максимального режимов и выбора марок
проводов для вариантов 1,2,3 выяснилась:
необходимость введения в них двухцепных
линии (после проверки выбранных марок
проводов по условиях I
дд. ), в результате L
_∑ выбранных
вариантов изменились. См.
Таблицу №
2

Таблица №2
продолжение

№ варианта	L ∑ — сумм. длина ЛЭП, км	Введенные двухцепные ЛЭП	Полученная в результате пересчета L ∑ — сумм. длина ЛЭП, км
1	245,76		245,76
2	246,18		246,18
3	253,76		253,76

По условию
минимальной суммарной длины линий,
наиболее выгодным вариантом является
вариант № 10. Вариант № 2, является более
простыми по взаимному расположению
источников питания и нагрузок.

Соседние файлы в папке курсач docx180

• #
• #
• #

  07.08.2013337.18 Кб73puanson_kursach.docx

• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #

Для расчта установившихся режимов ЛЭП расчитывают схемы замещения линии электропередачи. При расчете последних принимают допущение, что для линий электропередач небольшой длины (при частоте 50 Гц границей можно считать длину 300 км) распределёность параметров можно не учитывать и можно использовать более простое представление в виде схемы замещения с сосредоточенными параметрами. В данной статье рассмотрен расчет длинной линии электропередачи, которая моделируется как несколько последовательно включенных ЛЭП, длиной менее 300 км.

Постановка задачи

Требуется:

1. Рассчитать возможные допустимые УРы при [math] displaystyle L=1000,1500,2000 text{ км}[/math] и различных мощностях нагрузки [math](displaystyle Р=0…1000 text{ МВт ; }displaystyle Q=0…500 text{ Мвар});[/math]
2. Построить семейства [math] displaystyle U=f(L)[/math] для каждой мощности нагрузки S.

Расчёт параметров схемы замещения ЛЭП

Схемы для расчета УР линий длиной 1000, 1500 и 2000 км представлены соответственно на рисунках 1, 2 и 3.

Справочные данные для расчёта параметров ЛЭП приведены здесь.

Описание схемы замещения ЛЭП приведено здесь.

ЛЭП 1

[math]displaystyle L=200[/math] км — протяженность линии;

[math]displaystyle N=1[/math] — количество цепей;

[math]displaystyle m=3[/math] — число проводов в фазе;

[math]displaystyle R_{0}=2.9[/math] Ом/100км;

[math]displaystyle X_{0}=30.8[/math] Ом/100км;

[math]displaystyle ΔP_{к}=9000[/math] МВт;

[math]displaystyle G_{0}=frac{ΔP_{к}}{U^2} = frac{9000}{250000} = 3.6cdot10^{-8}[/math] Cм/км;

[math]displaystyle B_{0}= 360cdot10^{-6}[/math] См/км;

[math]displaystyle R_{1}=R_{0}cdot frac{L}{100cdot {N}} = 2.9cdot frac{200}{100} = 5.8[/math] Ом;

[math]displaystyle X_{1}=X_{0}cdotfrac{L}{100cdot {N}} = 30.8cdot frac{200}{100} = 61.6[/math] Ом;

[math]displaystyle B_{1}=B_{0}cdot{L}cdot{N} = 7.2cdot{10^{-4}}[/math] См;

[math]displaystyle G_{1}=G_{0}cdot{L}cdot{N} = 7.2cdot{10^{-6}}[/math] См;

ЛЭП 2

[math]displaystyle L=100[/math] км — протяженность линии;

[math]displaystyle N=1[/math] — количество цепей;

[math]displaystyle R_{2}=R_{0}cdot frac{L}{100cdot {N}} = 2.9cdot frac{100}{100} = 2.9[/math] Ом;

[math]displaystyle X_{2}=X_{0}cdotfrac{L}{100cdot {N}} = 30.8cdot frac{100}{100} = 30.8[/math] Ом;

[math]displaystyle B_{2}=B_{0}cdot{L}cdot{N} = 3.6cdot{10^{-4}}[/math] См;

[math]displaystyle G_{2}=G_{0}cdot{L}cdot{N} = 3.6cdot{10^{-6}}[/math] См;

Расчёт УРов в ПК RastrWin

Результаты расчетов представлены в таблицах 1, 2 и 3.

Таблица 1 — Результаты расчета при L = 0…1000 км

Длина линии, км	U, кВ
S=0	S=50+j25	S=100+j50	S=150+j75	S=200+j100	S=250+j125	S=350+j175	S=500+j250
0	500	500	500	500	500	500	500	500
200	671.43	666.77	661.22	656.22	650.12	643.44	631.85	589.48
400	813.93	805.13	795.63	785.31	773.88	761.38	739.31	660.24
600	920.67	908.28	894.93	880.47	864.52	847.09	815.9	706.48
800	986.72	971.37	954.87	937.06	917.45	896.08	857.45	713.72
1000	1009.08	991.47	972.62	952.33	930.07	905.86	861.73	724.8

Таблица 2 — Результаты расчета при L = 0…1500 км

Длина линии, км	U, кВ
S=600+j300	S=700+j350	S=800+j400	S=900+j450	S=1000+j500	S=1100+j550	S=1200+j600
0	500	500	500	500	500	500	500
200	532.15	540.23	548.68	557.48	566.65	576.24	586.28
400	553.52	573.28	594.22	616.29	639.52	664	689.77
600	561.03	594.17	629.26	666.18	704.93	745.61	788.27
800	553.22	599.86	648.92	700.22	753.76	809.64	867.93
1000	530.17	589.03	650.43	714.19	780.34	848.99	920.27
1200	493.44	561.99	632.9	706.06	781.57	859.59	940.33
1400	446.29	520.67	597.18	675.75	756.57	839.86	925.89
1500	420.52	495.91	573.39	652.9	734.65	818.87	905.83

Таблица 3 — Результаты расчета при L = 0…2000 км

Длина линии, км	U, кВ
S=600+j300	S=700+j350	S=800+j400	S=900+j450
0	500	500	500	500
200	557.08	553.47	548.01	539.58
400	603.37	600.89	595.76	586.36
600	633.15	635.29	634.91	630.49
800	643.03	652.3	659.78	664.53
1000	631.5	649.6	666.95	683.47
1200	598.98	626.71	654.95	684.45
1400	547.29	584.88	624.11	666.52
1600	480.39	527.27	576.57	630.57
1800	404.82	459.29	516.52	579.41
2000	331.52	389.69	450.76	518.05

Построение графиков

Рисунок 4 — Семейство кривых [math] displaystyle U=f(L)[/math] для каждой мощности S при [math] displaystyle L=0…1000 text{ км}[/math]

Рисунок 5 — Семейство кривых [math] displaystyle U=f(L)[/math] для каждой мощности S при [math] displaystyle L=0…1500 text{ км}[/math]

Рисунок 6 — Семейство кривых [math] displaystyle U=f(L)[/math] для каждой мощности S при [math] displaystyle L=0…2000 text{ км}[/math]

Файлы для скачивания

Файл:Длинные ЛЭП.zip

Воздушные линии электропередач

В состав воздушной линии могут входить (в зависимости от условий эксплуатации):

• Элементы маркировки.
• Провода.
• Вспомогательное оборудование.
• Траверсы.
• Изоляторы.
• Секционирующее оборудование.
• Арматура.
• Заземление.
• Разрядники.
• Грозозащитные тросы.
• Опоры.

Воздушные линии электропередач классифицируются по следующим признакам:

1. Род тока. Согласно данному признаку воздушные линии электропередач делятся на линии переменного и постоянного тока.
2. Назначение. Согласно данному признаку воздушные линии электропередач делятся на дальние межсистемные, магистральные, распределительные, а также линии напряжением 35 киловольт и линии напряжением ниже 20 киловольт.
3. Напряжение. Согласно данному признаку воздушные линии электропередач делятся на линии напряжением до и более 1000 вольт.
4. Режим работы нейтралей в электрических установках. Согласно данному признаку воздушные линии электропередач делятся на трехфазные сети с незаземленными, компенсированными или эффективно-заземленными нейтралями, а также с глухозаземленной нейтралью.
5. Режим работы в зависимости от механического состояния. Согласно данному признаку воздушные линии электропередач делятся на линии монтажного, аварийного или нормального режима работы.

Электрический расчет воздушной линии электропередач

При электрическом расчете воздушной линии электропередач определяются: допустимое сечение по механической прочности, допустимое сечение по нагреву, допустимое сечение по потерям напряжения, допустимое сечение по экономической плотности тока, допустимое сечение по термической прочности к токам. Выбор сечения жил кабелей осуществляется по нагреву, и начинается он с определения расчетного тока по следующей формуле:

$Ip = Sp / (√3*Uн*cosф)$

где Sp — мощность максимального приемника; Uн — номинальное напряжение

После этого по значению расчетного тока выбирается марка провода, которая удовлетворяет полученному результату. Теперь необходимо проверить сечение провода, которое было выбрано по нагреву, по экономической плотности электрического тока по следующей формуле:

«Электрический расчет воздушной линии» 👇

$Sэк = Ip/j$

где j — экономическая плотность тока.

Полученное значение сечения провода по экономической плотности тока должно удовлетворять условиям.

Выбор сечений жил проводов и кабелей по потере напряжения нужен для проверки обеспечения стабильности у приемников электроэнергии, поддержание необходимых уровней напряжений играет важную роль для нормального функционирования электрического оборудования, потому что отклонения напряжения в любую сторону может стать причиной существенного ущерба. Выбранное ранее сечение жил проверяется с учетом отклонений напряжения между электроприемником и источником тока по формуле:

$S = (√3*Ip*L*cosф) / (y*u)$

где L — длина воздушной линии электропередач; cosф — коэффициент мощности приемника электрической энергии; у — удельная проводимость проводника; u — максимально допустимое значение потери напряжения.

После этого выбранное сечение жил проверяется на термическую стойкость к току короткого замыкания:

$Sтс = a*Iуст*√tп$

где а — расчетный коэффициент, который определяется ограничением максимальной допустимой температуры нагрева, а также материалом жил (для меди а=7, для алюминия а=12); Iуст — установившийся ток короткого замыкания; tп — приведенное время протекания короткого замыкания.

Затем выбранные провода проверяются на механическую прочность по нормативным данным. Теперь необходимо рассчитать шинопровод динамическую стойкость шин, термическую стойкость и разрушающую стойкость изоляторов. Сечение шин должно выбираться в зависимости от расчетной нагрузки всех потребителей электроэнергии, которые запитаны от него с запасом по мощности в соответствии с правилами устройства электрических установок. Номинальный ток шинопровода рассчитывается по следующей формуле:

$Iв = (Рi*a*b*d) / (√3*Ue*cosф)$

где Pi — установленная мощность; а — коэффициент разновременности; b — коэффициент использования; d — коэффициент питания; Uе — номинальное напряжение; cosф — коэффициент мощности.

В некоторых случаях выбор шинопровода осуществляется более простым способом — по данным, которые предоставляются изготовителем. В данном случае определяющими параметрами не являются поправочные коэффициенты и выбор изоляционных материалов.

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ К РАБОТЕ:

№№ ПС	Нагрузка при напряжении	tg	Состав нагрузки по категориям надежности в %	Tмах,ч	Напряжение на шинах ПС — А, кВ
6-10 кВ	110 кВ	I	II	III	Uнб	Uнм
Pнб, МВт	Pнм, МВт	Pнб, МВт	Pнм, МВт
А										1,050	1,060
9	0	0	1,6	0,8	0,4	0	70	30	4300
10	0	0	1,3	0,7	0,38	0	75	25	4700
11	6,5	3,2	1,5	0,8	0,37	20	65	15	6000
12	0	0	1,3	0,7	0,39	0	65	35	5200

Климатический район по
гололеду: _________4_____________

Коэффициент приведения
цен:         ______________________

Стоимость потерь
электроэнергии:  _____________ руб./кВт·ч

Принципиальные схемы
соединения подстанций:

Вариант 1	Вариант 2

ГЛАВА 1. РАСЧЕТ ДЛИНЫ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ ПО ИЗВЕСТНЫМ
КООРДИНАТАМ УЗЛОВ НАГРУЗКИ

Расчет длины
трасс воздушных линий электропередач (ВЛ) производится по выражению:

(1.1)

где i, j – номера подстанций, связанных воздушной
линией электропередачи ;

x_k,
y_k – координаты k-й подстанции;

1,3 –
коэффициент, учитывающий отклонения трассы ВЛ от прямой.

Дальнейший
расчёт длины линий приведён в виде таблиц 1.1 и 1.2. Структурные схемы 
сравниваемых вариантов в масштабе 1:2000000 приведены на рисунках 1.1,1.2.

Таблица 1.1 Определение длины воздушных линий (вариант 1 — радиальная схема)
ПС	Координаты ПС	ПС	Длины трасс ВЛ (по формуле 1.1)
x	y	9	10	11	12	0
А	7,5	20,5	А	11,7	—	—	—	—
9	7,5	11,5	9		—	5,6	9,8	—
10	11,2	2,5	10	—		—	—	—
11	3,5	7,5	11	—	—		—	—
12	3,5	2,5	12	—	—	—
0	5,9	7,9	0	—	7,5	—	—

Таблица 1.2 Определение длины воздушных линий (вариант 2 — кольцевая схема)
ПС	Координаты ПС	ПС	Длины трасс ВЛ (по формуле 1.1)
x	y	9	10	11	12
А	7,5	20,5	А	11,7	—	—	—
9	7,5	11,5	9		9,7	5,6	—
10	11,2	2,5	10	—		9,1	7,7
11	3,5	7,5	11	—	—		—
12	3,5	2,5	12	—	—	—

Рисунок 1.1 – Структурная
схема сравниваемого варианта электрической сети (вариант1- радиальная схема)

 

Рисунок
1.2 – Структурная схема сравниваемого варианта электрической сети
(вариант2-кольцевая схема)

2. ОЦЕНОЧНЫЙ
РАСЧЕТ ПОТОКОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ АКТИВНОЙ И РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

Вычисление
потокораспределения начинаем с составления расчетной схемы, на которую 
нанесены:

— источник питания сети –
центр питания А;

— понижающие подстанции – узлы
подключения нагрузок.