Ггг. Методические указания по выполнению практических работ пм 02"Эксплуатация и ремонт лэп" мдк 02. 01 "Техническое обслуживание лэп" Тема Организация эксплуатации технического обслуживания и ремонта 13. 02. 09 Монтаж и эксплуатация линий электропередач
 Скачать 0.51 Mb.
|
|
Теоретическая часть. При передаче эл.энергии от эл.станций к потребителям во всех звеньях эл.сетей имеются потери активной мощности и энергии (на нагрев проводников, создание эл.маг.полей). Эти потери возникают как в кабельных и воздушных линиях различных U, так и в тр-рах повысительных и понизит.п/ст. В среднем потери в сетях энергосистемы составляют 10% от отпускаемой в сеть энергии. Значительная часть этих потерь расходуется в линиях передачи всех U и меньшая часть – в трансформаторах. При определении экономичности вариантов проектируемой сети, потери в трансформаторах в местных сетях не учитываются. Р - активная мощность, превращается у потребителей в световую, тепловую, мех.энергии. Q - реактивная мощность идет на создание эл.магнитных полей в силовых трансформаторах, эл.машинах, ЛЭП. 1. Потери активной мощности на участке трехфазной линии с активным сопротивлением R:  , (если S дано в МВ∙А, а U в кВт),где S – полная мощность, МВА; S=Р/cos или  ;U – линейное напряжение, кВ. 2. Потери реактивной мощности:  .3. Потери активной энергии. Существует два метода определения потерь активной энергии: а) потери можно определить, если известен график нагрузки, как сумму потерь энергии для каждого значения мощности. Это наиболее точный метод расчета потерь эл.энергии – это определение их по графику нагрузки ветви для каждой ступени графика (метод графического интегрирования).Различают суточные и годовые графики нагрузок. Суточные графики отражают изменение мощности нагрузки в течении суток. Годовой график строится на основе характерных суточных графиков. По годовому графику можно определить потери эл.энергии за год. Для этого определяют потери мощности и эл.энергии для каждого режима. Затем эти потери суммируют и определяют потери эл.энергии за год.
б) В линии, работающей с постоянной нагрузкой и имеющей потери активной мощности, годовые потери эл.энергии определяеют по формуле:  где - время max потерь, время в течение которого эл.сети, работая с неизменной максимальной нагрузкой, имеют потери эл.энергии равные действительным потерям, можно определить:  .Этот метод более распространен. 4. Годовое количество энергии передаваемое по линии: W=РТmax, Вт·ч, где Р – передаваемая мощность по линии Вт; Тmax – время использования максимальной нагрузки (зависит от потребителя), ч. 5. Годовые потери энергии в линии, выраженные в %:  Должно выполняться условие для выбранной марки провода по допустимой потере эл.энергии:  ) Мероприятия по снижению потерь эл.энергии: организационные – не требуют доп.капиталовложений (совершенствование эксплуатации обслуживания эл.сетей, оптимизация рабочих схем сетей и режимов работы); технические – мероприятия с целевым эффектом снижения потерь (спец.для снижения потерь) и мероприятия с сопутствующим снижением потерь (весь ввод эл.сетевых объектов при развитии энергосистем) – реконструкция, модернизация или строительство сетей, замена или установка дополнительного оборудования. Пример. Дано: передаваемая мощность Р (МВт), напряжение U (кВ), коэффициент мощности cos , Тmax (ч), R (Ом), Х (Ом), провод марки … 1. Определяем активные потери мощности линии: ,S=Р/cos - полная мощность 2. Определяем реактивные потери мощности линии: .3. Определяем годовые активные потери энергии в линии:  , .4. Определяем годовое количество энергии передаваемое по линии: W=РТmax , Втч, 5. Определяем годовые потери энергии в линии, выраженные в %: Должно выполняться условие для выбранной марки провода по допустимой потере эл.энергии: )ВЫВОД: годовые потери энергии в линии меньше допустимых, значит провод выбран правильно. Контрольные вопросы. Сколько % эл.энергии от отпускаемой составляют потери? На какие цели расходуется активная мощность? На какие цели идет реактивная мощность? От каких параметров зависят потери активной мощности? От каких параметров зависят потери реактивной мощности? Как определить потери эл.энергии в линии с постоянной нагрузкой? - ? Тmax - ? Как определить годовое количество эл.энергии передаваемое по линии? Какое условие должно выполняться по допустимой потере эл.энергии? Задание. Рассчитать потери активной, реактивной мощности, эл.энергии для определения экономичности выбранного сечения провода.
ПРАКТИЧЕСКОЕ ЗАНЯТИЕ № 3. «Выбор сечений проводов воздушных линий электропередачи по экономической плотночти тока» Цель урока: Изучить метод выбора сечения провода по экономической плотности тока и экономическим токовым интервалам. Получить навыки в расчете. Порядок выполнения работы: Ознакомление с теоретической частью. Выбор сечения провода по экономической плотности тока. 3. Выводы. Оформление отчёта. Теоретическая часть. Провода линий электропередач напряжением более 35 кВ, провода длинных связей блочных трансформаторов с ОРУ, гибкие токопроводы генераторного напряжения выбираются по экономической плотности тока  ,где Iнорм — ток нормального режима (без перегрузок), А; jэ - нормированная плотность тока, А/мм2 (табл.4-1 [1]). Найденное сечение округляется до ближайшего стандартного. Экономическая плотность тока, А/мм2 Таблица 1
Определение расчетных токов. Цепь генератора: Наибольший ток нормального режима принимается при загрузке генератора до номинальной мощности Рном при номинальном напряжении и cos ном:  ПРИМЕР. Задание. Выбрать сборные шины 110 кВ и токоведущие части в блоке от сборных шин до выводов блочного трансформатора. Генератор G1 типа ТВФ-100-2, Sном= 118 МВА, трансформатор ТДЦ-125000/110, Ттах=6000 ч. Токи КЗ на шинах 110 кВ: I пО (3) = 14,18 кА; iy = 34,56 кА. Решение. Ток нормального режима в наиболее мощном присоединении, в данном случае в блоке генератор-трансформатор:  Токоведущие части от выводов 110 кВ блочного трансформатора до сборных шин выполняем гибкими проводами. Сечение выбираем по экономической плотности тока jэ = 1 А/мм2 (табл. 4.1 [1]):  .Принимаем два провода в фазе АС-300/48, наружный диаметр 24,1 мм, допустимый ток 2690= 1380 А. Проверяем провода по допустимому току: Imax = 620 А < Iдоп=1380 А.   Задание. Выбрать токоведущие части в блоке от сборных шин до выводов блочного трансформатора.  Генератор G1, Sном МВА, трансформатор ТДЦ,  Ттах= 6000 ч. Токи КЗ на шинах U,кВ: I пО (3),кА; iy,кА
Характеристики проводов (П3-1 Л.Д.Рожкова, В.С.Козулин Электрооборудование станций и подстанций. – М., Энергоатомиздат, 1980)
ПРАКТИЧЕСКОЕ ЗАНЯТИЕ № 4. «Выбор сечений проводов воздушных линий электропередачи по экономическим токовым интервалам» Цель урока: Изучить метод выбора сечения провода по экономическим токовым интервалам. Получить навыки в расчете. Порядок выполнения работы: Ознакомление с теоретической частью. Выбор сечения провода по экономическим токовым интервалам. 3. Выводы. Оформление отчёта. Теоретическая часть. Выбор сечения проводов ВЛ 35-750 кВ производится методом экономических токовых интервалов. Критерием для выбора сечения проводов является минимум приведенных затрат. Расчетная токовая нагрузка определяется по выражению:  где i – коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии; Т – коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки Тmax и коэффициент ее попадания в максимум энергосистем, т.е. коэффициент участия К уч; Iнб(5) – ток на пятый год эксплуатации линии в нормальном эксплуатационном режиме, определяемый для системообразующих линий по расчетным длительным потокам мощности, А. Для линий 110-220 кВ значение i принимаем равным 1,05, что соответствует математическому ожиданию этого коэффициента в зоне наиболее часто встречающихся темпов роста нагрузки. Для линий 330-750 кВ для определения значения i пользуются соотношениями токов: Iнбt=1 – наибольший ток на первый год эксплуатации; Iнбt=5 – -«- на пятый год –«-; Iнбt=10 – -«- на десятый год -«- ; равными: соотношение  соотношение  от 0,5 до 2,0.Тогда i определ. по формуле:  Коэффициент Т принимаем по таблице 4.9 [1] (приведенной ниже):
Значение Iнб(5), равное току нормального режима линии Iнорм.реж., определяется по формуле:  где Рнб(5) – прогнозируемый переток мощности на пятом году эксплуатации линии, кВт; Uном – номинальное напряжение линии, кВ; к – количество цепей линии; n – количество проводов в фазе; cos - коэффициент мощности. Сечения проводов ВЛ 35-750 кВ выбираются по таблице в зависимости от напряжения, расчетной токовой нагрузки, определенной по формуле, района по гололеду, материала и цепности опор. Выбранное сечение провода должно быть проверено по допустимой токовой нагрузке по нагреву по условию: IдопIнорм.реж– для одноцепных ВЛ; IдопIавар. – для двухцепных ВЛ; где Iдоп – допустимые длительные токовые нагрузки, А, табл. 1.3.29 [2]; Iнорм.реж. . = Iнб(5) – расчетный ток для проверки проводов по нагреву, А; Iавар. = Iл = 2Iнорм.реж. – ток одной работающей цепи ВЛ при обрыве (аварии) другой цепи; Iл - ток линии, А (ток двухцепной ВЛ в нормальном режиме, т.е. при работающих двух цепях ВЛ). Проверке по условиям короны подлежат воздушные линии 110 кВ и выше, прокладываемые по трассам с отметками выше 1500 м над уровнем моря. При более низких отметках проверка не производится, так как экономические интервалы токов и мощностей подсчитаны для сечений равных или больших минимально допустимым по условиям короны. Пример. В ОЭС Европейской зоны (II район по гололеду) предполагается соорудить двухцепную воздушную линию 110 кВ на двухцепных железобетонных опорах протяженностью 50 км. Прогнозируемый график перетока мощности по этой линии на пятом году ее эксплуатации характеризуется значениями максимальной мощности Рнб(5) = 40 МВт при соs = 0,92, числом использования максимальной нагрузки Тmax= 5000 час и коэффициентом участия Куч = 0,6. Расчет. Выбор сечения проводов производим методом экономических токовых интервалов и проверяем по допустимой токовой нагрузке по нагреву. Определяем наибольший ток фазы одной цепи линии на пятом году ее эксплуатации:  где Рнб(5) – прогнозируемый переток мощности на пятом году эксплуатации линии, кВт; Uном – номинальное напряжение линии, кВ; к – количество цепей линии; n – количество проводов в фазе; cos - коэффициент мощности. Расчетная токовая нагрузка определяется по выражению:  где i – коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии. Для ВЛ 110220 кВ i =1,05 (с.158 [1]); Т – коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки Тmax и коэффициент ее попадания в максимум энергосистем, т.е. коэффициент участия К уч. Для заданных железобетонных опор по табл.7.8 [1] для II района по гололеду выбираем сечение проводов в каждой цепи 150 мм2 с предельной экономической нагрузкой 190 А (Iэк = 190 А Iр = 180 А). Выбранное сечение провода проверяем по условию допустимого нагрева: Iдоп Iавар. где Iдоп - допустимая длительная токовая нагрузка для принятого провода, А, табл. 1.3.29 [2]; Iавар – аварийный ток линии, А; для двух цепной ВЛ равный: Iавар. = Iл = 2 Iнор.реж = 2 114,2 = 228,4 А; Iдоп = 450 А Iавар = 228,4 А ВЫВОД: Выбранное сечение провода проходит по допустимой токовой нагрузке. Принимаем по [3] согласно выбранного сечения провод АС 150/24 ГОСТ 839-80Е. Задание. В ОЭС Европейской зоны предполагается соорудить k-цепную воздушную линию U, кВ на железобетонных (стальных) опорах. Прогнозируемый график перетока мощности по этой линии на пятом году ее эксплуатации характеризуется значениями максимальной мощности Рнб(5), МВт при соs, числом использования максимальной нагрузки Тmax, ч и коэффициентом участия Куч. Выбрать сечение провода методом экономических токовых интервалов и проверить по допустимой токовой нагрузке по нагреву.
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
за год, 
Вариант