4437

Электрические сети и системы учебное пособие

Книга

Коммуникация, связь, радиоэлектроника и цифровые приборы

Введение При выполнении курсового проектирования по дисциплине Электрические сети и системы студенты закрепляют, углубляют и обобщают теоретические вопросы и практические навыки проектирования, расчета и анализа режимов электрических сетей. Общая за...

Русский

2012-11-20

2.63 MB

120 чел.


Введение

При выполнении курсового проектирования по дисциплине Электрические сети и системы студенты закрепляют, углубляют и обобщают теоретические вопросы и практические навыки проектирования, расчета и анализа режимов электрических сетей.

Общая задача, возникающая при проектировании систем передачи и распределения электроэнергии, заключается в выборе наиболее рациональных технических решений и в выборе наилучших параметров этих решений. При этом приходиться решать следующее наиболее характерные задачи:

  1.  выбор конфигурации электрической сети и ее конструктивного исполнения (воздушная, кабельная);
  2.  выбор числа цепей каждой из линий и числа трансформаторов подстанций;
  3.  выбор номинального напряжения линий;

-выбор материала и площади сечений проводов линий;

- выбор схем подстанций;

  1.  обоснование технических средств обеспечения требуемой надежности электроснабжения потребителей;
  2.  выбор технических средств обеспечения требуемого качества напряжения;
  3.  обоснование средств повышения экономичности функционирования электрической сети;
  4.  выбор средств повышения пропускной способности сети.

При комплексном решении этих вопросов в процессе работы над проектом студент приобретает практические навыки самостоятельного решения инженерных задач, развивает творческие способности в профессиональной области, обучается пользованию технической, нормативной и справочной литературой.

В курсовом проекте разрабатывается сеть 35-150 кВ, предназначенная для электроснабжения промышленного района, содержащего пять предприятий, относящихся к какой либо отрасли с общей мощностью порядка 70-100 МВА.

Настоящее учебное пособие позволяет активизировать самостоятельную работу студента над проектом и  организовать эффективное использование бюджета времени отводимого на его выполнение.

В учебном пособии приводятся примеры решения отдельных этапов проектирования электрической сети, а так же необходимые справочные материалы.

В пособии приведены общие требования к содержанию и рекомендации по оформлению пояснительной записки и графических материалов.


1 Предварительный расчет электрической сети.

1.1 Краткая характеристика электроснабжаемого района и его потребителей.

При проектировании электрических сетей и выборе отдельных элементов должны учитываться климатические условия - ветровое давление, толщина стенки гололеда, интервалы возможных температур воздуха, степень агрессивности окружающей среды, интенсивность грозовой деятельности, пляска проводов и их вибрация.

Определение расчетных условий по ветру, гололеду, грозовой деятельности, пляске проводов должно производиться на основании соответствующих карт климатического районирования приводимых в /2/.

В целом в этом пункте должно быть приведено:

- географическое расположение заданного района;

- климатические условия для проектируемого района  согласно картам районирования территории России приведенных в ПУЭ (к какому району по гололеду, по скоростным напорам ветра, по пляске проводов относится район проектирования, какова среднегодовая продолжительность гроз на территории проектируемого района);

- значения годовых и сезонных (зимняя, летняя) эквивалентных температур охлаждающего воздуха в соответствии с ГОСТ 14209-97 (приведены в таблице 1.25);

- определение протяженности трасс воздушных линий электропередачи (ВЛ) между пунктами сети.

Расстояние (км) по воздушной прямой между пунктами сети определяется по выражению

                                                              (1.1)

где lиij – расстояние между пунктами сети, измеренное циркулем или линейкой на генплане, приведенном в задании;

m – заданный масштаб (км/см).

Протяженность трассы (км) между пунктами сети определяется с учетом неравномерности рельефа местности

                                                                (1.2)

где к – поправочный коэффициент.  

Величина поправочного коэффициента может быть принята в соответствии с таблицей 1.1.


Таблица 1.1- Поправочный коэффициент на удлинение трасс сетей

Район проектирования

Значение коэффициента к

Центральный район России, Средняя Волга, Урал

1,16

Северо-запад, Центральная Сибирь, Дальний Восток, Магаданская, Якутская, камчатская энергосистемы

1,2

Юг, Северный Кавказ

1,26

Расчет расстояний по воздушной прямой и протяженности трасс рекомендуется свести в таблицу 1.2.

Таблица 1.2 – Протяженность трасс сети

Пункту сети

Расстояния по воздушной прямой (lв)  и протяженности трасс (l) между пунктами сети

РЭС

Пункт 1

Пункт 2

Пункт 3

Пункт 4

Пункт 5

РЭС

Пункт 1

(lв)  

Пункт 2

Пункт 3

Пункт 4

Пункт 5

(l)

Расстояния по воздушной прямой (lв) между пунктами сети заносятся в правую верхнюю часть таблицы, а  протяженности трасс (l) между пунктами сети в левую нижнюю часть таблицы/

Пример 1.1. Сеть проектируется для  г. Иркутска. Охарактеризовать район проектирования.

Проектируемый район относится к Западной Сибири.

В соответствии с ПУЭ /1/ по гололедообразованию Иркутск относится к 1-му району, где нормативная толщина стенки гололеда составляет 10 мм. Средняя продолжительность гроз в проектируемом районе составляет от 40 до 60 часов в год. По ветровому давлению Иркутск  относится к 3-му району, где нормативная скорость  ветра составляет  32 м/с (нормативное ветровое давление 650 Па) и  к району с умеренной  «пляской» проводов с частотой повторяемости 1 раз в 5 лет и менее.

Эквивалентная температура охлаждающего воздуха (Θэкв) в г.Иркутске составляет /2/:

зимняя:  -19.1 ºС;

летняя:  16.0 ºС;

годовая: 10,1 ºС.

1.2 Построение годового графика нагрузок по продолжительности.

На рисунках 1.1-1.10 представлены характерные суточные графики нагрузок (полной мощности S*  в относительных единицах) некоторых отраслей промышленности. Отрасль промышленности, для которой проектируется сеть, указана в задание на проектирование.

Для упрощения расчетов принято, что графики активной и реактивной мощности в относительных единицах совпадают во времени и, следовательно, совпадают с графиком полной мощности.

По суточному графику требуется построить годовой график активной нагрузки по продолжительности, который строится в порядке убывания ступеней графика и показывает, сколько часов в году предприятие работает с той или иной активной мощностью нагрузки. Площадь такого графика, построенного в именованных единицах равна полной энергии, потребленной предприятием за год. Площадь графика, построенного в относительных единицах равна числу часов использования максимальной нагрузки – ТМ.

Зимние и летние графики нагрузок

различных отраслей промышленности

S*

о.е.

0,9

0,7

0,5

0,3

0,1

0     1     2     3     4      5     6     7      8     9    10   11   12    13   14   15   16   17   18   19    20    21   22  23    24ч

Рисунок 1.1 - Пищевая


S*

о.е.

0,9

0,7

0,5

0,3

0,1

        0     1     2     3     4      5     6     7      8     9    10   11   12    13   14   15   16   17   18   19    20    21   22  23   24ч

Рисунок 1.2- Химическая

S*

о.е.

0,9

0,7

0,5

0,3

0,1

        0     1     2     3     4      5     6     7      8     9    10   11   12    13   14   15   16   17   18   19    20    21   22  23   24ч

Рисунок 1.3 - Резинотехническая

S*

о.е.

0,9

0,7

0,5

0,3

0,1

        0     1     2     3     4      5     6     7      8     9    10   11   12    13   14   15   16   17   18   19    20    21   22  23   24ч

Рисунок 1.4 - Металлообрабатывающая

S*

о.е.

0,9

0,7

0,5

0,3

0,1

        0     1     2     3     4      5     6     7      8     9    10   11   12    13   14   15   16   17   18   19    20    21   22  23   24ч

Рисунок 1.5 - Бумажная


S*

о.е.

0,9

0,7

0,5

0,3

0,1

        0     1     2     3     4      5     6     7      8     9    10   11   12    13   14   15   16   17   18   19    20    21   22  23   24ч

Рисунок 1.6 - Легкая

S*

о.е.

0,9

0,7

0,5

0,3

0,1

         0    1     2     3     4      5     6     7      8     9    10   11   12    13   14   15   16   17   18   19    20    21   22  23  24ч

Рисунок 1.7 - Черная металлургия

S*

о.е.

0,9

0,7

0,5

0,3

0,1

        0     1     2     3     4      5     6     7      8     9    10   11   12    13   14   15   16   17   18   19    20    21   22  23   24ч

Рисунок 1.8 - Тяжелого машиностроения


S*

о.е.

0,9

0,7

0,5

0,3

0,1

        0     1     2     3     4      5     6     7      8     9    10   11   12    13   14   15   16   17   18   19    20    21   22  23   24ч

Рисунок 1.9 - Цветная металлургия

%

0,9

0,7

0,5

0,3

0,1

        0     1     2     3     4      5     6     7      8     9    10   11   12    13   14   15   16   17   18   19    20    21   22  23   24ч

Рисунок 1.10 -  Деревообрабатывающая

Примечание: Условные обозначения на рисунках 1.1 – 1.10

зимний суточный график

летний суточный график

Пример1.2. На рисунке 1.11 приведены суточные графики нагрузок для резинотехнической промышленности. Построим годовой график нагрузки по продолжительности и найдем число часов использования максимума нагрузки.

S
о.е.

0,9

1

2

0,7

3

3

0,5

4

5

5

0,3

6

6

0,1

        0     1     2     3     4      5     6     7      8     9    10   11   12    13   14   15   16   17   18   19    20    21   22  23   24ч

Рисунок 1.11 - суточные графики нагрузок для резинотехнической промышленности

Условно принимаем число «зимних» суток равным 213 и число «летних» суток – 152

Ранжируем (нумеруем) ступени графиков зимнего и летнего, начиная с максимального значения. Получаем шесть рангов - шесть по величине мощности ступеней (числами на рисунке 1.11 показаны номера ступеней в порядке убывания).

Суммарная продолжительность i- ой ступени годового графика - Ti=Tiз+Tiл;

где  Tiз  - суммарная годовая продолжительность i- ой ступени по зимнему графику;

Tiл - суммарная годовая продолжительность i- ой ступени по летнему графику.

Tiл=tiл*152,                                                    (1.3)

Tiз=tiз*213,                                                       (1.4)

где tiл - суммарная продолжительность i-ой ступени по суточному летнему графику;

tiз - суммарная продолжительность i-ой ступени по суточному зимнему графику;

Расчет сводим в таблицу 1.3

Таблица 1.3 – Построение годового графика нагрузки по продолжительности


ступени

Pi, о.е.

tiз, ч

tiл, ч

Tiз, ч

Tiл, ч

Ti=Tiз+Tiл

Pi(о.е.)*Ti

ч

1

1

6

1278

0

1278

1278

2

0,8

2

426

0

426

340,8

3

0,7

8

16

1704

2432

4136

2895,2

4

0,5

2

426

0

426

213

5

0,4

6

1278

0

1278

511,2

6

0,3

8

0

1216

1216

364,8

Итого:

24

24

5112

3648

8760

5238,2

Проверкой правильности расчетов являются контрольные цифры в строке «Итого:». В столбцах 3 и 4 должно получиться число 24 (число часов в сутках), а в столбце 7 – число 8760 (число часов в году).

Важной характеристикой, определяющей плотность годового графика, является продолжительность (в часах) использования максимальной нагрузки - ТМ.

Тм – это время, за которое потребитель, работая с максимальной нагрузкой,   потребляет такое же количество электроэнергии, как и при работе по действительному графику в течение года.

Число часов использования максимума нагрузки определяется по выражению

,                                                          (1.5)

Так как в нашем случае графики представлены в относительных единицах, РМ=1, то , то есть это число, стоящее в правом нижнем углу таблицы 1.

Находим число часов использования максимума нагрузки:

ТМ = 5238,2 ч

По значению Тм определяем по ПУЭ  jэ - экономическую плотность тока для выбранных проводов (марки АС):jэ=1А/мм2.

Для воздушных ЛЭП со сталеалюминевыми  проводами величину экономической плотности тока в зависимости от Тм можно принять по таблице /1/ 1.4.

Таблица 1.4 – Экономическая плотность тока

Тм час

1000÷3000

3000÷5000

5000÷8760

jэк А/мм2

1,3

1,1

1,0

1.3 Баланс активной и реактивной мощности

Исходными данными для расчета потокораспределения при курсовом проектировании являются активные нагрузки пунктов потребления Pi и их коэффициенты мощности (cos φi )   

По заданным значениям активных нагрузок Pi  и коэффициентам мощности потребителей cos φi  определяются tg φi,, заданные реактивные нагрузки - Qзi  и  полные нагрузки Sзi:

Qзi=tg φi Pi;                                                        (1.6)

Sзi=                                                     (1.7)

Пример1.3. Определить нагрузки подстанций при следующих исходных  данных:

  подстанции

1

2

3

4

5

Рм, Мвт

20

25

15

11

8

сos 

0,75

0,75

0,76

0,77

0,78

Для первой нагрузки по сos 1 =0,75 определяем

tg 1 = 0,88,

Значение tg  можно определять по выражению .

Реактивная и полная нагрузка первого потребителя

Qз1=tg φ1 P1

Qз1=0,8820=17,6 Мвар;

Sз1=

Sз1= =26,7 МВА;

Расчет для остальных нагрузок сводим в таблицу 1.5

Таблица 1.5 Определение заданных нагрузок

n/c

Pi ,
MBт

Cos φi  

tg φi

Qзi, Mвар

Sзi, MBA

1

20

0,75

0,88

17,6

26,7

2

25

0,75

0,88

22,1

33,3

3

15

0,76

0,86

12,8

19,7

4

11

0,77

0,83

9,1

14,3

5

8

0,78

0,80

6,4

10,3

Итого

79

68,0

104,3

1.3.1 Баланс активной мощности

При проектировании районных электрических сетей предполагается, что установленная мощность генераторов системы достаточна для покрытия потребности в активной мощности, то есть баланс по активной мощности выполняется с учетом  покрытия потерь активной мощности в элементах сети, мощности собственных нужд электростанций, а так же обеспечения необходимого резерва

Ргнагрснрсети,                                                                                      (1.8)

где: Рг – мощность, вырабатываемая генераторами энергосистемы  (МВт);

      Рнагр – суммарная мощность нагрузки потребителей (МВт);

      Рсн – расход  мощности на собственные нужды станции  (МВт). В зависимости от типа станции РСН  составляет от 2,5% до 6% от Рнагр;

     Рр – резерв мощности на станции (МВт), который может быть принят равным 10% от Рнагр.

Потери активной мощности Рсетитрлэп;

где   Ртр – потери активной мощности в трансформаторах (МВт);

       Рлэп – потери мощности в ЛЭП (МВт);

Приближенно потери активной мощности в элементах сети составляют
(5-7,5)% от мощности нагрузок, т.е. Р
сети=(0,05-0,075)Рнагр;

1.3.2 Баланс реактивной мощности

В отличие от активной потребность в реактивной мощности, как правило, не может быть обеспечена только генераторами станций. Генерация и передача требуемой реактивной мощности с учетом потерь, собственных нужд и резерва реактивной мощности только на электростанциях является экономически не целесообразной. Эффективнее использовать компенсирующие устройства, устанавливаемые в сети. Кроме того, дефицит реактивной мощности приводит к ухудшению режима напряжения у потребителей. Поэтому целью составления баланса по реактивной мощности является определение суммарной мощности компенсирующих устройств с учетом располагаемой мощности генераторов станций.

Баланс реактивной мощности в проектируемой сети определяется выражением

Qг=Qнагр+Qсн+Qр+Qсети-Qку ,                                      (1.9)

где Qнагр – заданная суммарная реактивная мощность нагрузок;

Qсн – расход реактивной мощности на собственные нужды станций, который можно принять равным. (2,56)% от полной суммарной полной нагрузки потребителей, то есть от  Sнагр;

Qp – резерв реактивной мощности на станциях, составляющий примерно  10 % от Sнагр;

Qсети – потери реактивной мощности в сети (Мвар);

Суммарные реактивные потери в сети складываются из потерь в линиях и трансформаторах - Qсети= Qтр+Qлэп;

С учетом средних значений коэффициента загрузки трансформаторов 0.7-0.85 величина потерь реактивной мощности в трансформаторах составляет около 10% от суммарной передаваемой через них мощности;

Потери мощности в линиях электропередачи складываются из двух составляющих, имеющих противоположные знаки  Qлэп=-Qc+Qл;

здесь Qc – реактивная мощность, генерируемая ЛЭП;

Qл – потери реактивной мощности в индуктивных сопротивления ЛЭП.

При ориентировочных расчетах, при отсутствии в сети линий 330 кВ и выше допускается принимать, что потери реактивной мощности в индуктивных сопротивлениях ВЛ и генерация реактивной мощности этими линиями в период максимальных нагрузок взаимно компенсируются, т.е. Qc =Qл. Тогда Qлэп=0. С учетом этого Qсети= Qтр=0,1Sнагр.

Qку – суммарная реактивная мощность компенсирующих устройств, устанавливаемых в сети;

Располагаемая реактивная мощность системы определяется выражением

Qггtgс,                                                              (1.10)

где tgс системы находится по заданному cosс энергосистемы.

Из уравнения баланса реактивной нагрузки находим суммарную мощность компенсирующих  устройств, устанавливаемых на подстанциях  

     

Qку= Qнагр+Qсн+Qр+Qсети-Qг.                                   (1.11)

Компенсирующие устройства необходимы в первую очередь по условиям разгрузки генераторов станции по реактивной мощности.

Кроме того, компенсация реактивной мощности у потребителей разгружает элементы электрической сети (ЛЭП, трансформаторы), что уменьшает потери мощности в сети и улучшает режим напряжения вследствие снижения падения напряжения в элементах сети. Разгрузка элементов сети от реактивной мощности позволяет загрузить эти элементы дополнительной активной мощностью или в некоторых случаях уменьшить сечения ЛЭП или снизить установленную мощность трансформаторов.

Выбор и размещение устройств компенсации реактивной мощности в электрических сетях должен производиться исходя из необходимости обеспечения требуемой пропускной способности сети в нормальных и послеаварийных режимах работы при поддержании необходимых уровней напряжения и запасов устойчивости.

Оптимальное распределение компенсирующих устройств по сети является сложной технико-экономической задачей и в данном курсовом проекте не рассматривается.

В учебном проектировании для упрощения последующих расчетов распределяем компенсирующие устройства по потребителям так, чтобы уравнять их коэффициенты мощности до величины  tgср.вз. Такое упрощение позволяет в дальнейшем вести расчеты потокораспределения по сети отдельно и независимо по активной и реактивной мощности.

Находим средневзвешенный коэффициент мощности - tgср.вз..

tgср.вз.= (Qнагр- Qку)/ Pнагр                                          (1.12)

Определяем мощность компенсирующих устройств устанавливаемых на каждой из подстанций электрифицируемого района.

Qкуi = Pi(tg φi - tg φcр.взв.)                                                 (1.13)

С учетом компенсации части реактивной мощности определяем реактивные нагрузки потребителей

Qi = Qзi- Qкуi;                                                                 (1.14)

и полные нагрузка подстанций после компенсации

Si=                                                            (1.15)

Эти величины используются в последующих расчетах для определения потокораспределения.

Для проверки правильности выполненных расчетов определяются коэффициенты мощности потребителей после компенсации

tgφi =,                                                         (1.16)

которые с учетом принятого способа расстановки компенсирующих устройств должны быть одинаковыми для всех подстанций и должны совпадать с величиной tg φ  cр.вз, найденного по выражению (1.12), т.е. должно соблюдаться условие:
tgφi tg φcр.вз.,..

Пример 1.4. Рассчитать баланс активной и реактивной мощности при исходных данных представленных в таблице 1.4. Средневзвешенный cosс энергосистемы, в которую входит сеть (пункт 5 задания) равен 0,9.

Баланс активной мощности.

Суммарная мощность нагрузок потребителей МВт

Рнагрi  = Р12345

Рнагр = 20+25+15+11+8=79 МВт

Расход  мощности на собственные нужды станции.
Принимаем Р
СН=0,05 Рнагр

РСН=0,05*79=3,95 МВт

Резерв мощности на станции принимаем равным

Рр=0,1 от Рнагр.

Рр=0,1*79=7,9 МВт

Потери активной мощности  принимаем равными  Рсети=0,05 от Рнагр

Рсети=0,05*79=3,95 МВт

Мощность, вырабатываемая генераторами энергосистемы  

Ргнагрснрсети,

Рг=79+3,95+7,9+3,95=94,8 МВт

Баланс реактивной мощности

Суммарная мощность реактивных нагрузок

Qнагр=Qзi = Qз1+Qз2+Qз3+Qз4+Qз5

Qнагр = 17,6+22,1+12,8+9,1+6,4=68,0 Мвар

Суммарная мощность полных нагрузок

Sнагр=Sз1+Sз2+Sз3+Sз4+Sз5  

Sнагр=26,7+33,3+19,7+14,3+10,3=104,3 МВА

Расход реактивной мощности на собственные нужды станции принимаем равным 0,04 от Sнагр 

Qсн=0,04*104,3=4,2 Мвар

Резерв реактивной мощности на станции принимаем равным 0,1 от Sнагр

Qр=0,1*104,3=10,4 Мвар

Потери реактивной мощности в сети принимаем равными 0,1 от Sнагр

Qсети=0,1*104,3=10,4 Мвар

Располагаемая реактивная мощность системы (генераторов электростанций)

Qггtgс

Находим tgс энергосистемы по заданному cosс =0,9,

tgс = 0,48.

Qг=94,8*0,48= 45,9 Мвар

Суммарная реактивная мощность компенсирующих устройств, устанавливаемых в сети

Qку   =Qнагр+Qсн+Qр+Qсети- Qг,

Qку   =68+4,2+10,4+10,4-45,9=47,2 Мвар

Распределяем компенсирующие устройства по потребителям так, чтобы уравнять их коэффициенты мощности до величины  tgср.вз..

Находим значение tgср.вз..

tgср.вз.= (Qнагр- Qку)/ Pнагр

tg φcр.взв.= 0,264;

Определяем мощность компенсирующих устройств устанавливаемых на каждой из подстанций электрифицируемого района

Qкуi = Pi(tg φi - tg φcр.взв.)

Qку1 =20*(0,88-0,264)=12,35 Мвар

Реактивная нагрузка первой  подстанции  после компенсации составит

Qi = Qзi- Qкуi

Q1=17,6-12,35=5,25 Мвар

Полная нагрузка подстанции после компенсации

Si=

S1=

 

Коэффициенты мощности потребителей после компенсации

tgφi =

Для первой подстанции

tgφ1 =

Проверяем  tgφ1 tg φ  cр.вз,  0,264=0,264.

Расчеты для остальных подстанций сводим в таблицу 1.6.

Таблица 1.6 Расчетные нагрузки с учетом компенсации реактивной мощности

№ п/с

Рi,

МВт

Qзi,

Мвар

Qкуi,

Мвар

Qi,

Мвар

Si,

МВА

tgφi

1

2

3

4

5

6

7

1

20

17,6

12,35

5,29

20,69

0,264

2

25

22,0

15,44

6,61

25,86

0,264

3

15

12,8

8,86

3,97

15,52

0,264

4

11

9,1

6,21

2,91

11,38

0,264

5

8

6,4

4,30

2,12

8,27

0,264

Итого

79

68,0

47,2

20,9

81,7

Дополнительной проверкой правильности выполненных расчетов является равенство:  Qку  Qкуi , т.е. значение Итого по столбцу 3 должно совпасть со значением  Qку , вычисленным по выражению 1.11

В нашем случае это условие выполняется

40,6= 40,6 Мвар

1.4 Выбор конструкции сети и материала проводов

Для проектируемой сети следует выбрать тип опор, расположение проводов на опоре и марку проводов.

Районные электрические сети напряжением 35 кВ и выше, как правило,  выполняются воздушными линиями на железобетонных, стальных или деревянных опорах с голыми  сталеалюминевые проводами. В последнее время на ВЛ 10-35 кВ стали применяться защищенные провода с оболочкой выполненной из сшитого светостабилизированного полиэтилена.

При прохождении трасс линий в районах, где в воздухе находятся соединения способствующие разрушению сталеалюминевых проводов (побережья морей, соленых озер и районы с соответствующими промышленными выбросами) следует применять сталеалюминевые провода марок АСКС, АСКП, АСК.

При сооружении линий в районах с толщиной стенки гололеда менее 20 мм целесообразно применение сталеалюминевых проводов облегченной конструкции (АСО).

В районах с толщиной стенки гололеда более 20 мм рекомендуется применять сталеалюминевые провода усиленной прочности (АСУ).

Выбор материала для опор производится с учетом конкретных экономических, климатических и географических условий района проектируемой сети.

Железобетонные опоры следует применять во всех случаях, когда использование стальных или деревянных опор экономически неоправданно, а также в районах с повышенной влажностью воздуха при среднегодовых температурах +5˚С и выше.

Стальные опоры целесообразно применять при  сооружении ВЛ в горной и труднодоступной для транспорта местности, а также в особых случаях, например переходы через широкие судоходные реки, озера или в условиях городской застройки  с целью обеспечения повышенной надежности.

Деревянные опоры целесообразно применять для ВЛ, трассы которых прилегают к районам, богатым строевым лесом, а также в районах с малой влажностью воздуха и среднегодовой температурой +5˚С и выше.

Выбор расположения проводов  на ВЛ производится в зависимости от класса напряжения ВЛ, ее конструкции и от условий гололедообразования и интенсивности «пляски» проводов в соответствии с ПУЭ /2/.

1.5 Формирование вариантов схем электроснабжения и их анализ.

В районных электрических сетях применяют различные по конфигурации схемы:

- разомкнутые нерезервированные радиальные и магистральные

- разомкнутые резервированные радиальные и  магистральные,

- замкнутые резервированные схемы (кольцевые, петлевые, с двухсторонним питанием, сложно замкнутые)

Выбор конкретной схемы из числа названных типовых при проектировании определяется составом потребителей по категориям требуемой надежности электроснабжения и взаимным расположением источников питания и пунктов потребления энергии.

Согласно ПУЭ потребители 1-ой и 2-ой категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых  взаимно резервирующих источников питания. Для питания  потребителей 1-й категории применяются различные резервированные схемы с АВР (автоматическим вводов резерва). Питание потребителей 2-ой категории так же производится с помощью резервированных схем, но при этом допускается включение резервного питания дежурным персоналом или выездной оперативной бригадой.

Питание потребителей 3-ей категории может осуществляться от одного источника питания (по одно цепным нерезервированным линиям) при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения, не превысят одних суток.

При питании потребителей района от шин распределительных устройств (РУ) электростанций или подстанций энергосистемы независимыми источниками питания можно считать сборные шины РУ, если выполняются следующие условия:

а) каждая секция РУ имеет питание от различных генераторов или трансформаторов;

б) секции шин РУ не должны быть связаны между собой электрически или должны иметь связь, автоматически отключаемую при нарушении нормальной работы одной из взаимно резервирующих секций шин.

При решении вопросов резервирования питания потребителей различных категорий, территориально объединенных в одном пункте сети, следует ориентироваться на наличие потребителей наивысшей категории по степени надежности. Например, если в рассматриваемом пункте сети имеются потребители 1-ой, 2-ой и 3-ей категории, то выбирается резервированная схема с двумя независимыми источниками, то есть ориентируются на наличие потребителей 1-ой категории. На подстанции питающей этих потребителей устанавливается два трансформатора.

Для резервирования и исключения из работы поврежденных элементов сети в послеаварийных режимах, а так же осуществления ремонта оборудования без прекращения электроснабжения потребителей, при выборе схемы построения сети, отвечающей требованиям надежности, необходимо предусматривать установку соответствующих коммутационных аппаратов для оперативных переключений.

Таким образом, требуемая надежность схемы электрической сети обеспечивается сооружением определенного количества линий, трансформаторов и коммутационных аппаратов на подстанциях, выбранных на основе анализа состава потребителей по категориям надежности.

При проектировании районных сетей возникают вопросы выбора оптимального числа ступеней трансформации. В данном курсовом проекте эти вопросы не рассматриваются. Считается, что питание всех потребителей района осуществляться воздушными линиями одного напряжения.

При выборе вариантов построения сети следует руководствоваться следующими положениями:

1) Питание потребителей района следует осуществлять по кратчайшим связям (линиям) с использованием по возможности одной трассы для передачи электроэнергии к пунктам сети, расположенным в одном направлении по отношению к источнику питания (ИП), что обеспечивает снижение капиталовложений в сеть.

2) Передача электроэнергии потребителям должна осуществляться в направлении общего потока мощности от ИП к потребителям района, следует избегать обратных потоков мощности, так как это приводит к увеличению капитальных затрат и ухудшает такой натуральный показатель, как потери электроэнергии в сети.

3) Во избежание необоснованного завышения капиталовложений не рекомендуется использовать в качестве промежуточного сетевого звена резервированной схемы питания потребителей 1-ой, 2-ой  категорий участок сети, питающей потребителей 3-ей категории, для которых допустимо применение  нерезервированной схемы.

4) Применение замкнутых схем питания нескольких потребителей района целесообразно, если:

а) суммарная длина линий замкнутой схемы существенно меньше суммарной длины линий разомкнутой резервированной схемы в одно цепном исполнении;

б) при объединении в замкнутый контур нескольких пунктов потребления не образуется протяженных мало загруженных участков сети, которые используются практически в послеаварийных режимах, что значительно ухудшает технико-экономические показатели сети.

Таким образом, на начальном этапе проектирования сети формируются варианты различных по структуре схем:

  1.   радиальная;
  2.   магистральные;
  3.   смешанные;
  4.   замкнутые (кольцевые);
  5.   сложно замкнутые.

Для построения рационального варианта разомкнутой сети можно использовать алгоритм Крускаля, с помощью которого ищется сеть минимальной длины. По алгоритму Крускаля процесс синтеза разомкнутой сети минимальной длины разбивается на шаги, на каждом из которых к сети (к узлу j, где M – множество узлов уже подключенных к сети), подключается один из узлов i  ( где L множество узлов еще не подключенных к сети) расстояние между которыми минимально, т.е. .

На первом шаге множество М состоит из одного узла соответствующего  РЭС, а во множество L входят все остальные узлы. На каждом шаге очередной узел, подключаемый к сети, переходит из множества L во множество М. Процесс происходит до тех пор, пока во множество М не войдут все узлы сети, а соответственно множество L не будет пустым. То есть множества M и L обладают свойствами: , где N множество всех узлов; .

Для дальнейшего проектирования на основе анализа с учетом основных положений рационального построения схем сетей  выбирается 2-3 варианта (по заданию руководителя проекта).

Пример 1.5. Сформировать варианты сетей для снабжения пяти потребителей района, расположение которых относительно источника питания – районной электростанции (РЭС), задано на рисунке 1.12.. Категории потребителей представлены в таблице 1.7 в виде трех чисел, разделенных знаком /. Числа по порядку слева направо соответствуют в процентах удельному весу потребителей 1-ой, 2-ой и 3-ей категории по степени надежности электроснабжения.

Таблица 1.7 – Категории потребителей

№ подстанции

1

2

3

4

5

Категория
потребителей

20/30/50

30/30/40

20/20/60

0/0/100

0/0/100

                                                                         5

                  1

                                          РЭС                                         

                           

                                                                                4

Варианты сетей представлены на рисунках 1.13-1.16

                                                                        5

                 1

                                          РЭС                                         

                                                                            

                                                                               4

                    Рисунок 1.13 - Радиальная сеть

                                                                       5

               1

                                      РЭС                                         

                                                                            

               2

           

Рисунок 1.14 -Радиально-магистральная сеть:

                                              

               1                                                        5

       

                               РЭС                                         

                                                                            4

                                                    

Рисунок 1.15 - Смешанная сеть

                    


                         

               1                                                        5

       

                               РЭС                                         

                                                                            4

                                                    

Рисунок 1.16 - Сложнозамкнутая сеть

Количество цепей на схемах условно показано в виде засечек на линиях – одна засечка соответствует одно цепной ЛЭП, две – двух цепной;

В курсовом проекте рекомендуется синтезировать множество вариантов радиально-магистральной и смешанной конфигурации, с последующим анализом и отбором наиболее целесообразных.

1.6 Предварительный расчет выбранных вариантов.

При проектировании районной сети одновременно с выбором вариантов схемы конфигурации решается вопрос выбора номинального напряжения сети, выбора сечений воздушных линий и основного электрооборудования подстанций сети. Комплексное решение этих вопросов требует определения расчетных нагрузок по отдельным участкам и в узлах сети. На первом этапе предварительного сравнения и отбора конкурентоспособных вариантов конфигурации сети допускается расчетные нагрузки определять приближенно, при следующих допущениях:

- не учитывается емкостная проводимость воздушных линий;

- распределение потоков активных и реактивных мощностей по участкам сети в режиме максимальных нагрузок вычисляется без учета потерь мощности в элементах сети;

- распределение потоком мощности по участкам замкнутой сети (кольцевой, сложно замкнутой) вычисляется при условии равенства сечений проводов отдельных участков. Это позволяет производить расчет потокораспределения не по сопротивлениям участков, а по их длинам.

Поскольку в п. 1.3 компенсирующие устройства были распределены по потребителям таким образом, что их коэффициенты мощности стали одинаковыми, то расчет потокораспределения по активной и реактивной мощностям можно производить независимо друг от друга.

1.6.1 Расчет радиально-магистрального варианта сети

1.6.1.1.Расчет потокораспределения в нормальном режиме максимальных нагрузок.

Расчет ведется без учета потерь мощности на участках сети. Задаемся направлением потокораспределения активной мощности по участкам сети (Рисунок 1.17).


               1                                                       5

                                     Р01

                                            0              Р05

                               РЭС                                         

              Р02                        P03                              4

                                                              P34

                           Рисунок 1.17

Производим расчет потокораспределения, используя первый закон Кирхгофа

P34 = P4

P34 = 11 Мвт

P03 = P34 + P3

P03 = 11 + 15 = 26 Мвт

P01 = P1

P01 = 20 МВт

P02= P2

P02= 25 МВт

P05 = P5

P05 = 8 МВт

Реактивные нагрузки по участкам сети определяем по tgφср.взв.

Qij=Pijtgφср.взв. ;

Q01=P01tg φср.взв. =200,264= 5,29Мвар

Полные нагрузки участков сети

Sij=;

S01=== 20,69 МВА

Расчеты для остальных участков производим аналогично.

Результаты вычислений заносим в таблицу 1.8.


Таблица 1.8 – Потокораспределение по ветвям сети

Участок

0-1

0-2

0-3

3-4

0-5

Р, мВт

20,0

25,0

26,0

11,0

8,0

Q, Мвар

5,29

6,61

6,87

2,91

2,12

S, Мва

20,7

25,9

26,9

11,4

8,3

1.6.1.2. Выбор номинального напряжения сети.

Шкала номинальных напряжений электрических сетей России установлена ГОСТ 21128-83.

В России получили распространение две системы напряжения электрических сетей класса 35 кВ и выше: 35-110-220-500-1150 кВ и 35-110(150) -330-750 кВ. первая система применяется в большинстве ОЭС, вторая после разделения СССР осталась только в ОЭС Северо-Запада. Кроме того, в ОЭС Центра и Северного Кавказа при основной системе 35-110-500 кВ ограниченное распространение получили также сети 330 кВ.

Напряжение 110 кВ имеет наибольшее распространение для распределительных сетей во всех ОЭС России независимо от принятой системы напряжения. Сети напряжением 150 кВ выполняют те же функции, что и сети 110 кВ, но применяются только в Кольской энергосистеме и поэтому это напряжение не рекомендуется к использованию для вновь проектируемых сетей, за исключением тех районов, где оно уже применяется. В учебном проектировании использование этого номинального напряжения допускается независимо от района проектирования.

Номинальное напряжение сети существенно влияет как на ее экономические показатели, так и на технические характеристики.

При повышении номинального напряжения сети снижаются потери мощности и электроэнергии, уменьшаются сечения проводов, растет предельная передаваемая мощность, облегчается бедующее развитие сети, но увеличиваются капитальные затраты на оборудование, вследствие роста затрат на изоляцию.

Определяющими факторами, влияющими на выбор напряжения сети, являются передаваемая мощность и расстояние, на которое она передается.

При решении вопросов выбора напряжения районной сети можно пользоваться эмпирической формулой Стилла:

Uopij=16,                                                             (1.17)

где Рij – активная мощность передаваемая по линии, (МВт);

     lij – длина линии (км).

Эта формула применима для линий длиной до 250 км и передаваемой мощности, не превышающей 60 МВт.

Более универсальной является формула Г.А. Илларионова, которая дает удовлетворительные результаты для всей шкалы номинальных напряжений от 35 до 1150 кВ.

 

                                                         (1.18)

Для принятия окончательного решения о величине номинального напряжения необходима не только оценка технических свойств, но и расчет экономической целесообразности принятого решения. Поэтому выбор номинального напряжения сети проводится повариантно: выполняются расчеты при нескольких возможных (ближайших к Uop) номинальных напряжениях и для каждого из них определяются приведенные затраты. Окончательное решение принимается на основе технико-экономического сравнения вариантов таким образом, чтобы обеспечить экономичную работу сети и необходимые технические требования - качество напряжения, малые потери мощности и энергии.

Пример 1.6. Длины трасс участков сети, представленной на рисунке 1.17 заданы в таблице 1.9. Выбрать номинальное напряжение сети.

Определим ориентировочное напряжение для участка 0-1 по формуле Стилла

По формуле Илларионова

Таким образом, с учетом дальнейшего выбора номинального напряжения из шкалы стандартных значений обе формулы дают одинаковый результат.

Аналогично проводим расчет для остальных участков, результаты вычислений заносим в таблицу 1.9.

Таблица 1.9 – Выбор номинального напряжения

Участок

0-1

0-2

0-3

3-4

0-5

Длина,
lij , км

35,0

35,0

45,0

40,0

55,0

Рij, Мвт

20,0

25,0

26,0

11,0

8,0

Uорij, кВ

82,3

87,0

93,6

73,3

73,3

За номинальное напряжения линии - Uн принимается стандартное ближайшее к  Uopij . Для сети в целом принимаем одинаковое напряжение.

Принимаем для дальнейшего расчета два варианта:

  1.  номинальное напряжение  Uн=110 кВ;
  2.  номинальное напряжение  Uн=150 кВ.

  1.  Выбор сечения проводов ЛЭП.

Проблема выбора сечения проводников является технико-экономической в результате решения которой требуется найти оптимальное соотношение между капитальными затратами на сооружение линии и затратами, связанными с потерями энергии в ней. С увеличением площади сечения увеличивается расход металла и следовательно увеличиваются капитальные затраты, но уменьшаются потери энергии и следовательно одна из составляющих ежегодных издержек.

Решение указанной задачи выбора сечений может быть выполнено различными методами:

  1.  по методу экономической плотности тока /3/;
  2.  по экономическим интервалам нагрузки  /4/;
  3.  непосредственным сравнением вариантов применения различных сечений по экономическим критериям.

Согласно методу экономической плотности тока выбор сечения осуществляется по выражению

,                                                                          (1.19)

где I - расчетный ток в нормальном режиме наибольших нагрузок, проходящий по линии;

jэ - экономическая плотность тока, принимаемая в зависимости от конструкции ЛЭП (кабельная или воздушная), материала проводников и времени использования наибольших нагрузок ТМ.

Сечение, рассчитанное по 1.19, округляется до ближайшего стандартного значения.

Основным достоинством выбора площади сечения проводников линий по нормативной экономической плотности тока является его простота.

Однако такой подход имеет много недостатков. Действительно, расчетная площадь сечения проводников, определяемая по формуле (1.19), обычно не совпадает  со стандартной, поэтому приходится производить округление. При определении экономической плотности тока полагается, что соблюдается линейная зависимость между капитальными затратами и площадью сечения проводников. Анализ укрупненных показателей стоимости линий на унифицированных опорах свидетельствует о том, что во многих случаях такая зависимость отсутствует, так как на одних и тех же опорах может быть подвешен провод различного сечения. Не учитывается различие стоимости 1 км линии в зависимости от материала и типа опор, расчетных климатических условий  района сооружения  сети. Удельные затраты на покрытие потерь электроэнергии принимаются одинаковыми для различных регионов.

Некоторые из перечисленных недостатков устраняются при подходе к выбору площади сечения проводников на основе предварительного определения экономических интервалов нагрузки. Такие интервалы образуются пересечением кривых приведенных затрат построенных для различных сечений в зависимости от тока нагрузки линии. При этом учитывается число цепей, тип и материал опор воздушных линий, расчетные климатические условия.

По сравнению с нормативной экономической плотностью тока экономические интервалы нагрузки позволяют учитывать дискретность шкалы стандартных площадей сечений проводников и конкретные условия сооружения линии.  При их построении условие линейности зависимости капитальных затрат от площади сечения не обязательно. Однако следует отметить, что для эффективного использования экономических интервалов нагрузки они должны  периодически пересматриваться. Резкое увеличение стоимости материалов, оборудования и тарифов на электроэнергию привело к тому, что использование  кривых экономических интервалов, построенных до 1990 года применительно к настоящему времени, вряд ли повышает адекватность принятых технических решений относительно выбора сечений.

Отсутствие достоверной информации о стоимостных показателях элементов линий делает неэффективным применение метода непосредственного сравнения вариантов применения различных сечений по экономическим критериям.

Поэтому на основании «Рекомендаций по технологическому проектированию воздушных линий электропередачи напряжением 35 кВ и выше» (утверждены приказом Минэнерго России от 30 июня 2003 г. № 284) в учебном проектировании допускается определение сечений ВЛ с напряжение до 500 кВ производить по нормируемой плотности тока. Рекомендуемые значения плотности тока приведены  в таблице /7/

Дальнейший расчет вариантов производится для каждого из принятых номинальных напряжений в отдельности.

Рассмотрим расчет  для одного из принятых номинальных напряжений – 110 кВ. Расчет для напряжения 150 кВ производится аналогично.

Определяем рабочие токи участков сети.

Iij=;                                                                  (1.20)

где n – число цепей линии электропередачи.

Для участка 0-1

Определяем ориентировочные сечения по участкам сети по экономической плотности тока- jэ (экономическая плотность тока определена в пункте 1.2)

Fopij=,                                                            (1.21)

Для участка 0-1

Fop01=

Сечение найденное по экономической плотности тока округляют до ближайшего стандартного с учетом ограничений по короне. С целью исключения явления общей короны в воздушных сетях с номинальным напряжением 110 кВ и более ограничивают минимально допустимые сечения проводов. Согласно ПУЭ для ВЛ 110 кВ минимально допустимое сечение – 70 мм2, для ВЛ 150 кВ – 120 мм2, для ВЛ 220 кВ – 240 мм2. Для ВЛ с номинальным напряжением 330 кВ и выше применяют расщепленную фазу, т.е. каждую фазу ВЛ выполняют из нескольких проводов.

Для участка 0-1 с учетом ограничения по короне принимаем стандартное сечение Fст=70 мм2.

Аналогично проводим расчет для остальных участков, результаты вычислений заносим в таблицу 1.10.

Таблица 1.10 – Расчет сечений для Uн = 110 кВ

Участок

0-1

0-2

0-3

3-4

0-5

n

2

2

2

1

1

I, А

54,3

67,9

70,6

59,7

43,4

Fэ, мм2

54,3

67,9

70,6

59,7

43,4

Fст, мм2

70

70

70

70

70

1.6.1.4 Проверка проводов по току наиболее тяжелого после аварийного режима.

Сечения проводов выбранных по экономической плотности тока проверяются по допустимому по нагреву току наиболее тяжелого послеаварийного режима сети. Для разомкнутых сетей наиболее тяжелым послеаварийным режимом является режим выхода из строя одной из цепи двух цепных резервированных участков. При том вся передаваемая мощность будет передаваться теперь по оставшейся в работе цепи. Поэтому аварийный ток такого участка будет равен

Iавij =nIij,                                                                                         (1.22)

Условие проверки

 Iдоп ij  Iавij,                                                             (1.23)

Величины допустимых токов для проводов марка АС приведены в таблице 1.11.

Таблица 1.11 – Допустимые по нагреву длительные токи нагрузки ВЛ 35-220 кВ со сталеалюминевыми проводами (вне помещений при t = 20ºС)

Сечение, мм2 

Допустимые длительные токовые нагрузки, А

35

175

50

210

70

265

95

330

120

380

150

445

185

510

240

610

300

690

400

835

500

945

600

1050

Для участка 0-1

Iав01=2 I01

Iав01=254,3=108,6 А  ;

Iдоп01 =265 А;

Iав01 < Iдоп01

Сечение на участке 0-1 удовлетворяет условию проверки по допустимому току нагрева в послеаварийном режиме.

Аналогично проводим расчеты для остальных участков сети. Результаты вычислений заносим в таблицу  1.12.


Таблица 1.12 – Проверка сечений по допустимому току (Uн = 110 кВ )

Участок

F,
мм
2

Iдоп,

А

Iав,

А

Fприн, мм2

1

2

3

4

5

0-1

70

265

108,6

70

0-2

70

265

135,72

70

0-3

70

265

141,15

70

3-4

70

265

59,72

70

0-5

70

265

43,43

70

Выбранные сечение на всех участках удовлетворяют условию проверки по допустимому току нагрева в послеаварийном режиме.

В колонку 5 таблицы 1.12 заносится окончательно принимаемое сечение с учетом проверки по допустимому току. Если условие 1.23 не выполняется, то принимается ближайшее большее сечение, для которого это условие будет выполнено.

1.6.1.5. Проверка сети по потери напряжения в нормальном и после аварийном режиме.

Одним из требований предъявляемых к системам электроснабжения является соблюдение показателей качества электроэнергии.

Нормы показателей качества электроэнергии (ПКЭ), т.е. их допустимые значения в электрических сетях систем электроснабжения общего назначения переменного трехфазного и однофазного тока частотой 50 Гц в точках, к которым присоединяются электрические сети или приемники электрической энергии (точки общего присоединения), устанавливает ГОСТ 13109—97 /6/.

Стандарт устанавливает 11 видов ПКЭ, которые могут быть разделены на три группы.

К первой группе относятся отклонения частотыf и установившееся отклонение напряжения Uу. Поддержание этих ПКЭ возможно общесистемными средствами регулирования частоты и напряжения.

Ко второй группе относятся ПКЭ, характеризующие несинусоидальность формы кривой напряжения, несимметрию и колебания напряжения. Источниками этих искажений напряжения являются, потребители электроэнергии (электроприемники). Для координации электромагнитной совместимости и допустимого уровня помех, вносимых такими устройствами, необходимо проведения технических мероприятий, как на этапе проектирования систем электроснабжения, так и в процессе ее эксплуатации. Вопросы нормирования этих ПКЭ рассматриваются при проектировании конкретных систем электроснабжения и не рассматриваются при проектировании районных сетей.

К третьей группе относятся ПКЭ, характеризующие случайные электромагнитные явления и электротехнологические процессы в системе электроснабжения. К ним относятся провалы напряжения, перенапряжения и импульсы напряжения. В большинстве случаев они возникают в результате коммутаций или разрядов молнии в линии электропередачи.

Показатели КЭ первых двух групп нормируются ГОСТ, и на них установлены два допустимых уровня: нормальный и предельный. ПКЭ третьей группы не могут нормироваться, будучи случайными явлениями, однако статистическая информация о них имеет большое значение для нормальной эксплуатации системы электроснабжения.

Частота f является общесистемным параметром режима электроэнергетической системы и определяется балансом активной мощности. При возникновении дефицита генерируемой мощности в системе происходит снижение частоты до такого значения, при котором устанавливается новый баланс генерируемой и потребляемой мощности, при избытке генерируемой мощности, наоборот, частота повышается.

Поскольку, как это указывалось в 1.3.1 баланс по активной мощности в рассматриваемом курсовом проекте выполняется с учетом  покрытия потерь активной мощности в элементах сети, мощности собственных нужд электростанций, а так же обеспечения необходимого резерва, то, следовательно, частота будет находиться в установленных ГОСТом пределах.

Нормально допустимые и предельно допустимые значения установившегося отклонения напряжения на выводах приемников электрической энергии, устанавливаемые стандартом, равны соответственно 5 и 10% от номинального напряжения электрической сети.

При проектировании сетей вместо расчета значений отклонения напряжения принято оценивать величину потери напряжения и сравнивать ее с допустимой, устанавливаемой в зависимости от класса напряжения и назначения сети. Проверку по потери напряжения необходимо производить как для нормального, так и для послеаварийных режимов сети.

Для районных электрических сетей на подстанциях, которых установлены трансформаторы, оснащенные устройствами регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) допустимую потерю напряжения можно принять равной (1520) для нормального режима максимальных нагрузок и (20-25)% в послеаварийных режимах. При этом проверку на допустимую потерю напряжения можно проводить не для всех узлов сети, а только для так называемых электрически наиболее удаленных точек (ЭНУТ). Для разомкнутых сетей и разомкнутых участков, примыкающих к замкнутым участкам сетей, таковыми являются все конечные точки сети. Для замкнутых сетей в качестве ЭНУТ рассматриваются точки потокораздела.

Изменение напряжения на любом элементе электрической сети зависит от параметров этих элементов и передаваемой мощности. Параметры сети определяются по соответствующим схемам замещения.

Рассмотрим проверку рассматриваемого варианта сети по потери напряжения.

Определим параметры П-образной схемы замещения ЛЭП.

Хлij=xoijli j / n;                                                    (1.24)

Rлij=roijli j / n;                                                     (1.25)

 

Bлij= li j  n,                                                     (1.26)

где xoij, roij  - соответственно погонное индуктивное и активное сопротивления линии участка i-j, (Ом/км);

     boij – погонная емкостная проводимость (мкСм/км);

Xлij ,Rлij - соответственно индуктивное и активное сопротивления схемы замещения  линии участка i-j (Ом);

Bлij - емкостная проводимость схемы замещения  линии участка i-j (мкСм).

Значения xo, ro и bo приведены в таблице  1.13.

Таблица 1.13 – Расчетные данные ВЛ 35-220 кВ со сталеалюминиевыми проводами на один км

Сечение провода, мм2

ro, Ом

35 кВ

110 кВ

150 кВ

220 кВ

xo,
Ом/км

bo, мкСм/км

xo,
Ом/км

bo, мкСм/км

xo,
Ом/км

bo, мкСм/км

xo,
Ом/км

bo, мкСм/км

35

0,773

0,445

2,59

50

0,592

0,443

2,65

70

0,420

0,420

2,73

0,440

2,58

95

0,314

0,411

2,81

0,429

2,65

120

0,249

0,403

2,85

0,423

2,69

0,439

2,61

150

0,195

0,398

2,90

0,416

2,74

0,432

2,67

185

0,156

0,384

2,96

0,409

2,82

0,424

2,71

240

0,120

0,401

2,85

0,416

2,75

0,430

2,66

300

0,098

0,392

2,91

0,409

2,80

0,422

2,71

400

0,073

0,382

3,00

0,398

2,88

0,414

2,73

500

0,059

0,410

2,79

600

0,050

0,403

2,84

Результаты расчетов параметров схемы замещения для номинального напряжения 110 кВ сводим в таблицу 1.14

Таблица 1.14 – Параметры схемы замещения (Uн = 110 кВ)

Участок

Провод

n

r 0, Ом/км

x 0, Ом/км

b 0, мкСм/км

l, км

Rл, Ом

Xл, Ом

Bл, мкСм

0-1

АС-70

2

0,42

0,44

2,58

35,0

7,35

7,7

180,6

0-2

АС-70

2

0,42

0,44

2,58

35,0

7,35

7,7

180,6

0-3

АС-70

2

0,42

0,44

2,58

45,0

9,45

9,9

232,2

3-4

АС-70

1

0,42

0,44

2,58

40,0

16,8

17,6

103,2

0-5

АС-70

1

0,42

0,44

2,58

55,0

23,1

24,2

141,9

Потеря напряжения в % от номинального на участках сети в нормальном режиме

Uij=                                                  (1.27)

Для участка 0-1

Потери напряжения на остальных участках определяем аналогично. Результаты сводим в таблицу 1.15.

Таблица 1.15 - Потери напряжения - нормальный режим 110 кВ

Участок

Р, Мвт

Q, Мвар

R, Ом

X, Ом

ΔU кВ

ΔU %

0-1

20,0

5,3

7,35

7,70

1,7

1,6

0-2

25,0

6,6

7,35

7,70

2,1

1,9

0-3

26,0

6,9

9,45

9,90

2,9

2,6

3-4

11,0

2,9

16,80

17,60

2,1

2,0

0-5

8,0

2,1

23,10

24,20

2,1

2,0

Для разомкнутых сетей потери напряжения в послеаварийном режиме на участках сети увеличиваются в n раз, так как при выходе из строя одной из цепи двухцепных участков сопротивление участка увеличивается в n раз

Потеря напряжения на участках сети в послеаварийном режиме

 

Uавij =n Uij                                                           (1.28)

Результаты расчетов по потери напряжения на участках сети в послеаварийном режиме сводим в таблицу 1.16.

Таблица 1.16 - Потери напряжения - послеаварийный режим 110 кВ 

Участок

Р, Мвт

Q, Мвар

Rл, Ом

Xл, Ом

ΔU кВ

ΔU %

0-1

20,0

5,3

14,70

15,40

3,4

3,1

0-2

25,0

6,6

14,70

15,40

4,3

3,9

0-3

26,0

6,9

18,90

19,80

5,7

5,2

3-4

11,0

2,9

16,80

17,60

2,1

2,0

0-5

8,0

2,1

23,10

24,20

2,1

2,0

Проверка сети по потери напряжения осуществляется для точек электрически наиболее удаленных. В разомкнутых сетях такими точками являются все концевые точки сети.

В нашем случае это точки: 1, 2, 4 и 5

Условие проверки в нормальном режиме максимальных нагрузок:

Uдоп=U,                                                           (1.29)

где Uдоп - допустимая величина потери напряжения (в % от номинального напряжения) в нормальном режиме.

Пункты 1,2 и 5 как это видно из таблицы 1.13 удовлетворяют условию проверки по допустимой потери напряжения.

Проверяем по потери напряжения точку 4

 U034 = U03 +U34 = 2,6%+2,2% = 4,8 % ,

что меньше допустимой потери напряжения

Аналогично проверяют сеть в послеаварийном режиме:

Uдоп.ав Uав,                                                        (1.30)

где Uдоп.ав - допустимая величина потери напряжения (в % от номинального напряжения) в  послеаварийном режиме, которую для районных сетей можно принять равной (2025).

Пункты 1,2 и 5 как это видно из таблицы 1.14 удовлетворяют условию проверки по допустимой потери напряжения в послеаварийном режиме.

Проверяем по потери напряжения точку 4

U034ав = U03ав +U34ав = 5,2+2,0 = 7,2 %

Сеть удовлетворяет условию проверки по потери напряжения в нормальном и послеаварийном режимах при напряжении 110 кВ.

Аналогично выполняется расчет для номинального напряжения 150 кВ.

Если сеть не удовлетворяет условию проверки по допустимой потери напряжения в нормальном или послеаварийном режимах, то из дальнейшего рассмотрения этот вариант следует исключить.

  1.  Расчет смешанного варианта сети.

1.6.2.1.Расчет потокораспределения в нормальном режиме максимальных нагрузок.

Расчет ведем без учета потерь мощности на участках сети.


                                              

               1                Р01                                    5

       

        Р12                   РЭС                                         

                                                                            4

P01=;

P01=МВт ;

По первому закону Кирхгофа для узла 1 найдем Р12.

Р12= Р011

Р12= 21,5-20 = 1,5 МВт;

Далее аналогично находим Р02

Р02212

Р02=25 –1,5 = 23,5 МВт

Проверка:

P02= ;

P02=МВт ;

Реактивные нагрузки по участкам сети

Qij=Pijtgср.взв. 

Для участка 0-1

Q01=P01tgср.взв. 

Q01=21,5*0,264 =5,3Мвар

Полные нагрузки участков сети

Sij=;

Для участка 0-1

S01===20,7 МВА

Аналогично рассчитываем участки 1-2 и 0-2. Для остальных участков потокораспределение берем из предыдущего варианта. Результаты вычислений заносим в таблицу 1.17

Таблица 1.17 Потокораспределение по ветвям сети

Участок

0-1

0-2

0-3

3-4

0-5

1-2

Р, Мвт

21,5

23,5

35,0

15,0

8,0

1,5

Q, Мвар

5,7

6,2

9,3

4,0

2,1

0,4

S, МВА

22,2

24,4

36,2

15,5

8,3

1,5

1.6.2.2. Выбор номинального напряжения сети

Выбор номинального напряжения производится так же как для предыдущего варианта.

Расчеты по выбору напряжения сети сведены в таблицу 1.18.

Таблица 1.18 – Выбор номинального напряжения сети

Участок

0-1

0-2

0-3

3-4

0-5

1-2

l, км

35,0

35,0

45,0

40,0

55,0

50,0

Р, Мвт

21,5

23,5

35,0

15,0

8,0

1,5

Uор, кВ

83,8

85,7

100,8

79,2

73,3

46,8

Принимаем для дальнейшего расчета два варианта:

  1.  номинальное напряжение  Uн=110 кВ;
  2.  номинальное напряжение  Uн=150 кВ.

1.6.2.3.Выбор сечения проводов ЛЭП.

Определяем рабочие токи участков сети. Для участка 0-1

Определяем ориентировочные сечения по участкам сети. Для участка 0-1

 

Fop01=

Fop01=

Принимаем для участка 0-1 стандартное сечение  - Fст01= 120 мм2.

Аналогично определяем сечения на остальных участках сети, результаты вычислений заносим в таблицу 1.19.

Таблица 1.17 – Сечения участков сети, Uн = 110 кВ

Участок

0-1

0-2

0-3

3-4

0-5

1-2

n

1

1

2

1

1

1

S, МВА

22,2

24,4

36,2

15,5

8,3

1,5

I

116,5

127,8

95,0

81,4

43,4

7,9

Fэ, мм2

116,5

127,8

95,0

81,4

43,4

7,9

Fст, мм2

120

120

95

70

70

70

1.6.2.5 Проверка проводов по току наиболее тяжелого после аварийного режима.

Для кольцевых участков сети наиболее тяжелыми послеаварийными режимами работы сети являются - поочередное отключение головных участков 0-1 и 0-2

Проверку осуществим для кольцевого участка сети 0-1-2-0.

Расчет выполним для двух режимов:

а) Выход из строя головного участка 0-1

Потокораспределение активных нагрузок

P12ав=P1=20 МВт ;

Р02ав12 =20+25= 45 МВт

б) Выход из строя головного участка 0-2

P12ав=P2=25МВт ;

Р01ав12 =20+25=45 МВт ;

Для участка 1-2 в качестве наиболее тяжелого послеаварийного режима принимаем режим б), с наибольшей нагрузкой

Результаты проверки сводим в таблицу 1.20.

Таблица 1.20. – Проверка по допустимому току в послеаварийном режиме,
(Uн = 110 кВ)

Участок

Рмах,

МВт

I ав,

А

F,

мм2

Iдоп,

А

Fприн,

мм2

0-1

45

251,47

120

445

120

0-2

45

251,47

120

445

120

1-2

25

139,7

70

265

70

1.6.2.6.Проверка сети по потери напряжения в нормальном и после аварийном режиме.

Определяем параметры схемы замещения ЛЭП.

Результаты сводим в таблицу 1.21.

Таблица 1.21 –Параметры схемы замещения сети, Uн = 110 кВ

Участок

Провод

n

r0, Ом/км

x0, Ом/км

b0, мкСм/км

l, км

Rл, Ом

Xл, Ом

Bл, мкСм

0-1

АС-120

1

0,249

0,423

2,69

35

8,72

14,81

94,15

0-2

АС-120

1

0,249

0,423

2,69

35

8,72

14,81

94,15

0-3

АС-95

2

0,314

0,429

2,65

45

7,06

9,65

238,5

3-4

АС-70

1

0,42

0,44

2,58

40

16,8

17,6

103,2

0-5

АС-70

1

0,42

0,44

2,58

55

23,1

24,2

141,9

1-2

АС-70

1

0,42

0,44

2,58

50

21

22

129

Расчет потерь напряжения на участках сети сведен в таблицу 1.22.

Таблица 1.22 -Потери напряжения - нормальный режим, Uн = 110 кВ

Участок

Р

Q

Rл, Ом

Xл, Ом

ΔU кВ

ΔU %

0-1

21,5

7,5

8,72

14,81

2,7

2,5

0-2

23,5

8,2

8,72

14,81

3,0

2,7

1-2

1,5

0,5

21,00

22,00

0,4

0,3

В кольцевом участке проверку по потери напряжения осуществляют до точки потокораздела, в нашем случае это точка 2.

U012 = U01 +U12 = 2,5+0,3 = 2,8 %

Потеря напряжения до точки 2 (точка потокораздела) не превышают допустимые

Аналогично определяем потери напряжения на участках сети для двух аварийных режимов а) и б). Результаты расчетов сводим в таблицы 1.21 и 1.22.

Для режима а) определяем U021ав = U02ав +U12ав.

Для режима б) U012ав = U01ав +U12ав

Таблица 1.21-Потери напряжения - послеаварийный режим а), Uн = 110 кВ

Участок

Р

Q

Rл, Ом

Xл, Ом

ΔU, кВ

ΔU %

0-2

45,0

15,7

8,72

14,81

5,7

5,2

1-2

20,0

7,5

21,00

22,00

5,3

4,8

Итого

10

Таблица 1.22 - Потери напряжения - послеаварийный режим б), Uн = 110 кВ

Участок

Р

Q

Rл, Ом

Xл, Ом

ΔU кВ

ΔU %

0-1

45,0

15,7

8,72

14,81

5,7

5,2

1-2

25,0

8,2

21,00

22,00

6,4

5,8

Итого

11

Сеть удовлетворяет условию проверки по потере напряжения в послеаварийном режиме.

  1.  Расчет сложнозамкнутого варианта сети.

1.6.3.1 Расчет потокораспределения в нормальном режиме максимальных нагрузок

Расчет потокораспределения для сложнозамкнутого варианта сети может быть выполнен различными методами:

- с использованием законов Кирхгофа;

- методом контурных мощностей;

- методом узловых напряжений;

- методом последовательного преобразования схемы;

- прочими методами.

На раннем этапе проектирования, до определения сечений на участках сети, расчет выполняется без учета потерь, из предположения равенства сечений проводов по участкам, что позволяет в математической модели сети перейти от комплексно-сопряженных сопротивлений к длинам участков.

Кроме того, принятое в 1.31 распределение компенсирующих устройств  позволяет вести расчеты потокораспределения по сети отдельно и независимо по активной и реактивной мощности.

Поэтому в дальнейших расчетах будем искать потокораспределение активной мощности. Потоки реактивных мощностей по ветвям сети легко находятся по выражению

Qij=Pijtgφср.взв.                                              (1.31)

Рассмотрим основные методы, применяемые для таких расчетов.

Пример 1.7 Произвести расчет потокораспределения для схемы сети, показанной на рисунке 1.19.

Расчет ведем без учета потерь мощности на участках сети.

А) Расчет потокораспределения с использованием законов Кирхгофа

Наносим на схему ориентировочное потокораспределение Pij (Рисунок 1.19).

Р01

Р05

Р03

Р34

Р12

Р23

Р02

0

5

4

1

2

3

Р5

Р4

Р3

Р1

Р2

Рисунок 1.19

Расчет участка 0-5 выполняем независимо от режима остальной части сети:

Р05 = Р5                                                       (1.32)

Определяем мощность на разомкнутом участке 3-4, примыкающего к сложнозамкнутой части сети

Р34 = Р4                                                      (1.33)

Р01

Р03

Р12

Р23

Р02

0

1

2

3

=Р34

Р1

Преобразуем сложнозамкнутый участок сети, перенося нагрузку Р4 примыкающего к узлу 3 радиального участка  в узел 3.

Р2

Р01

Р03

Р12

Р23

Р02

0

1

2

3

Р1

РI

РII

Пример 1.8 Произвести расчет потокораспределения для схемы сети, показанной на рисунке 1.24 методом контурных мощностей для исходных данных, заданных в примере 1.17.

Подставляем исходные данные в систему 1.38

Решим систему с помощью теоремы Крамера.

Главный определитель системы

Вспомогательные определители

Решение системы

Находим потокораспределение по ветвям схемы

Г) Формирование системы контурных уравнений с использованием графов

Формирование системы контурных уравнений по выше изложенной методике приводит к трудоемким промежуточным вычислениям, особенно для задач большой размерности.

Вместе с тем система контурных уравнений  может быть легко получена без промежуточных преобразований с использованием графов.

Порядок формирования системы контурных уравнений:

Формируем граф сети, дерево и хорды;

Выбираем систему независимых контуров таким образом, чтобы в каждый из них вошла одна из хорд;

Принимаем значение и направление мощностей в хордах соответствующим контурным мощностям;

Записываем систему контурных уравнений в формализованном виде

,                                           (1.40)

где - собственное комплексное сопротивление К-го контура, равное сумме комплексных сопротивлений элементов входящих в контур;

       - общее комплексное сопротивление между контурами K и L, которое равно сумме комплексных сопротивление элементов находящихся в общих ветвях, которое берется со знаком плюс, если соответствующие контурные мощности имеют одинаковое направление в общих ветвях и со знаком минус, если направления контурных мощностей в этих ветвях взаимнопротивоположны;

комплексное сопряженное значение сопротивления ;

- комплексная мощность K-ого контура;

- свободный член K - контурного уравнения.

Правые части (свободные члены) системы контурных уравнений формируются с использованием дерева схемы.

Свободный член системы контурных уравнений для K-го уравнения равен алгебраической сумме произведений нагрузок узлов сети на сумму сопряженных сопротивлений только тех ветвей пути графа по дереву схемы от узла j до узла баланса (источника питания), которые принадлежат K-му контуру, и это произведение берется со знаком плюс, если путь графа совпадает с направлением контурной мощности и со знаком минус, если они не совпадают.

Пример 1.9. Сформировать систему контурных мощностей для схемы рассмотренной в примере 1.8.

С учетом допущений принятых в начале пп. 1.6.3.1 перейдем при формировании контурных уравнений от комплексных сопротивлений к длинам участков сети и от комплексных мощностей к активным мощностям .

Cформируем граф сети, в котором ребра будут являться ветвями, а вершины узлами схемы сети.

kx = kк =m-(n-1) =5-(4-1)=2

Выберем в качестве хорд две внешние ветви (0-1 и 0-3, помеченные на рисунке 1.25 знаком    ).

Тогда остальные ветви будут входить в дерево схемы.

Р01

Р03

0

1

2

3

Р1

РI

РII

P2

Рисунок 1.25

Принимаем значение и направление мощностей в хордах соответствующим контурным мощностям, то есть PI=P01 и PII=P03;

Записываем систему контурных уравнений в формализованном виде

,                                           (1.41)

где - собственная длина 1-го контура, ;

     - собственная длина 2-го контура, ;

                     

Для формирования рассматриваем пути графа по дереву схемы от каждой нагрузки до источника питания (показаны на рисунке 1.26 штрих-пунктирными линиями).

Р01

Р03

0

1

2

3

Р1

РI

РII

P2

Рисунок 1.26

Формируем

                                           (1.42)

В этом выражении Р1 умножается на сумму длин  поскольку эти ветви входят в путь графа от узла 1 до узла 0 и принадлежат 1-му контуру и это произведение берется со знаком плюс, так как путь графа совпадает с направлением 1-ой контурной мощности. Аналогично нагрузка Р2 умножается на , а  умножается только на  , хотя в путь графа от узла 3 до узла 0 входят ветви 3-2 и 0-2, но ветвь 3-2 не входит в рассматриваемый контур 1.  

Аналогично формируем

                             (1.43)

Таким образом, получим полную систему контурных уравнений

 ,          (1.44)

которая будет идентичной системе 1.39.

1.6.3.2 Аварийные режимы сложно-замкнутой сети

В качестве наиболее тяжелых послеаварийных режимов для сложно-замкнутой сети рассматриваются режимы с поочередным отключением головных участков.

Р05

Р03

Р34

Р12

Р23

Р02

0

5

4

1

2

3

Р5

Р4

Р3

Р1

Так для схемы, изображенной на рисунке 1.19 таковыми будут (рисунки 1.27, 1.28, 1.29)

Р2

Р01

Р05

Р03

Р34

Р12

Р23

0

5

4

1

2

3

Р5

Р4

Р3

Р1

Р2

Рисунок 1.27 - 1-ый аварийный режим (отключение участка 0-1)

Рисунок 1.28 - 2-ой аварийный режим (отключение участка 0-2)

Р01

Р05

Р34

Р12

Р23

Р02

0

5

4

1

2

3

Р5

Р4

Р3

Р1

Р2

Рисунок 1.29 - 3-ий аварийный режим (отключение участка 0-3)

Для проверки проводов по току наиболее тяжелого после аварийного режима рассчитывается потокораспределение, а затем и токи для каждого из этих трех режимов и на каждом участке за аварийный ток принимается максимальный.

1.6.3.3.Проверка сложно замкнутого варианта сети по потери напряжения в нормальном режиме.

Проверка сложно замкнутого варианта сети по потери напряжения в нормальном режиме осуществляется до электрически наиболее удаленных точек сети, которыми являются точки потокораздела, или концевые точки радиально-магистральных участков, примыкающих к сложно замкнутой части сети (питающихся от узлов сложно замкнутой части сети).  Если разомкнутый участок примыкает к узлы, являющимся точкой потокораздела, то проверку осуществляют только для конечной точки примыкающего разомкнутого участка.

Так для варианта сети изображенной на рисунке 1.19 электрически наиболее удаленной точкой сложно-замкнутого участка сети будет только точка 4 (точка 3 для данной сети является точкой потокораздела).

1.6.3.4.Проверка сложно замкнутого варианта сети по потери напряжения в послеаварийных режимах.

В послеаварийных режимах проверке подлежат все наиболее тяжелые послеаварийные режимы. Так для сети изображенной на рисунке 1.19 поочередно  осуществляют проверку всех трех режимов (рисунки  1.27, 1.28, 1.29 на основе расчета потокораспределения для каждого из них).

1.7 Выбор числа и мощностей силовых трансформаторов.

Выбор числа трансформаторов, устанавливаемых на подстанциях, определяется категорийностью потребителей, питающихся от них.

При наличии в составе нагрузок подстанции потребителей 1 и 2 категории на подстанции устанавливаются два силовых  трансформатора. При отсутствии потребителей 1-ой категории допускается установка одного силового трансформатора.

Выбор числа трансформаторов на подстанциях для рассматриваемого примера представлен в таблице 1.25.

Таблица 1.25- Выбор числа трансформаторов на подстанциях

№ подстанции

1

2

3

4

5

Категория потребителей

1,2,3

1,2,3

1,2,3

3

3

Количество трансформаторов

2

2

2

1

1

Выбор мощностей силовых трансформаторов наиболее целесообразно осуществлять по допустимой нагрузке с учетом характеристик графиков электрических нагрузок.

Рассмотрим выбор мощности для рассматриваемого примера.

Выбор мощности трансформаторов в курсовом проекте должен быть осуществлен для двух номинальных напряжений 110 и 150 кВ. В данном примере  рассматривается выбор трансформаторов класса 110 кВ,

Определяем среднюю квадратичную нагрузку по графику характерных «зимних» суток.

Sск=;                                                        (1.45)

где  – мощность ступени нагрузки в относительных единицах;

       ti   - продолжительность ступени в часах

        k – количество ступеней графика.

Для графика нагрузки, рисунок 1.11

 

Sск==0,81

Ориентировочная мощность трансформатора

Sор = Sск SМ/n;                                                                 (1.46)

Для первой подстанции

Sор1 = 0,81*20,7/2 = 8,3 МВА

Принимаем за номинальную мощность трансформаторов ближайшую большую стандартную. Параметры трансформаторов приведены в таблицах 1.26 и 1.27.

Таблица 1.26 – Трехфазные двухобмоточные трансформаторы 110 кВ

Тип трансформа-  торов.

Sнт,

кВА

Номинальное напряжение обмоток, кВ

ΔРхх,

кВт

ΔРкз,

кВт

Uк %

Iхх

%

Пределы регулирования

ВН

НН

ТМН-2500/110

2500

115

6,6: 11

5

22

10,5

1,5

±10*1,5

±8*1,5

ТМН-6300/110

6300

115

6,6: 11

10

50

10,5

1

±9*1,78

ТДН-10000/110

10000

115

6,6:11

14

60

10,5

0,9

±9*1,78

ТДН-16000/110

16000

115

6,6:11

21

85

10,5

0,85

±9*1,78

ТРДН-25000/110

25000

115

6,3-6,3; 6,3-10,5;

10,5-10,5

29

120

10,5

0,8

±9*1,78

ТРДН-32000/110

32000

115

6,3-6,3; 6,3-10,5;

10,5-10,5

35

145

10,5

0,75

±9*1,78

ТРДН-40000/110

40000

115

6,3-6,3; 6,3-10,5;

10,5-10,5

42

175

10,5

0,7

±9*1,78

ТРДН-80000/110

80000

115

6,3-6,3; 6,3-10,5;

10,5-10,5

70

315

10,5

0,6

Таблица 1.27 – Трехфазные двухобмоточные трансформаторы 150 кВ

Тип трансформа-  торов.

Sнт,

кВА

Номинальное напряжение обмоток, кВ

ΔРхх,

кВт

ΔРкз,

кВт

Uк %

Iхх

%

Пределы регулирования

ВН

НН

ТМН-4000/150

4000

158

6,6: 11

10

35

10,5

1,2

±9*1,33

ТДН-16000/150

16000

158

6,6:11

21

85

11

0,8

±8*1,5

ТРДН-32000/150

32000

158

6,3-6,3; 10,5-10,5;

11-11

35

145

10,5

0,7

±8*1,5

ТРДН-63000/150

63000

158

6,3-10,5; 11-11

59

235

17

0,65

±8*1,5

Принимаем к установке на п/с 1 два трансформатора мощностью 10 МВА каждый, тип трансформатора - ТДН-10000/110

Расчеты по всем подстанциям приведены в таблице 1.26

Таблица 1.26 – Выбор мощности трансформаторов 110 кВ

№ п/с

Sм, МВА

n

Sор, МВА

Sнт, МВА

Sнт*, МВА

Тип трансформатора

Sнт ав*, МВА

1

20,7

2

8,3

10

0,97

ТДН-10000/110

0,48

2

25,9

2

10,4

16

1,24

ТДН-16000/110

0,62

3

15,5

2

6,3

10

1,29

ТДН-10000/110

0,64

4

11,4

1

9,2

10

0,88

ТДН-10000/110

0,88

5

8,3

1

6,7

10

1,21

ТДН-10000/110

1,21

1.8 Проверка трансформаторов на перегрузочную способность по ГОСТ 14209-97

Выбранные трансформаторы должны быть проверены на перегрузочную способность.

Трансформаторы на подстанциях могут испытывать:

1 Систематические перегрузки – в течение длительного времени вследствие неравномерности графика нагрузки (перегружаются в отдельные часы суток и работают с недогрузкой в другие часы).

2 Аварийные перегрузки на двух трансформаторных подстанциях при выходе из строя одного из трансформатора. Аварийные перегрузки являются кратковременными - на время ремонта или замены вышедшего из строя трансформатора.

Перегрузка трансформаторов регламентируется ГОСТ 14209-97 /7/

Проверим выбранные нами трансформаторы на систематическую перегрузку.

Определяем коэффициент

,                                                                (1.47)

где Sнт – номинальная мощность трансформатора (МВА);

      Sм  - расчетная максимальная нагрузка (МВА). Sм = Si из таблицы 1.5;

       n –  количество трансформаторов на подстанции/

Расчет выполняем для первой подстанции (П/С 1)

Если Кнт*≥ 1 то трансформаторы подстанции не испытывают систематических перегрузок.

В противном случае на суточный зимний график нагрузки наносим линию параллельную оси абсцисс с ординатой равной величине Кнт*, рисунок 1.18.


Кнт*,

S
о.е.

0,9

0,7

Кнтав

0,5

0,3

tп

tп ав

0,1

        0     1     2     3     4      5     6     7      8     9    10   11   12    13   14   15   16   17   18   19    20    21   22  23   24ч

Рисунок 1.18 - суточные зимний графики нагрузок для резинотехнической
промышленности

По пересечению графика нагрузок и линии Кнт* определяем предварительное время перегрузки tп.

Определяем коэффициент начальной загрузки К1.

К1=,                                                      (1.48)

В формуле 1.32 суммирование ведется по тем ступеням графика, которые не относятся к зоне перегрузке.

Если график нагрузки имеет несколько участков  перегрузки (несколько пиков) то за зону перегрузки принимают ту, которая имеет максимальный тепловой импульс (максимальную площадь участка), при этом второй участок перегрузки с меньшим тепловым импульсом учитывается при расчете К1.

Определяем предварительный коэффициент перегрузки по графику .

=                                                   (1.49)

В выражении 1.33 суммирование ведется по тем ступеням графика, которые относятся к зоне перегрузки

Для первой подстанции

К1(пс1)=0,71;

(пс1)1,03

Если 0,9 , то принимаем расчетный коэффициент перегрузки К2 = , а время перегрузки tп = , иначе принимаем К2 =0,9, а время перегрузки корректируем по выражению

                                                           (1.50)

Для подстанции 1 - К2 = 1,03 и tп = 6 ч.

По таблицам ГОСТ систематических перегрузок (таблица 1.28), в зависимости от К1, tп, эквивалентной температуры охлаждающей среды Θ (так как выбор трансформатора осуществлялся по зимнему графику, имеющему больший максимум нагрузки то в качестве Θ принимаем эквивалентную зимнюю температуру) и системы охлаждения трансформатора, находим допустимый коэффициент перегрузки К2доп.

При несовпадении расчетных значений К1, tп, или Θ с табличными значение  К2доп.определяют по правилам линейной интерполяции.


Таблица 1.25- Значения годовой и сезонных эквивалентных температур охлаждающего воздуха по населенным пунктам.


Населённый  пункт

Эквивалентная температура, 0С.

Населённый

пункт

 Эквивалентная температура, 0С.

годовая

зимняя

летняя

годовая

зимняя

летняя

Абакан

Алдан

Алма – Ата

Андижан

Актюбинск

Архангельск

Астрахань

Ачинск

Ашхабад

Баку

Барнаул

Батуми

Белгород

Белорецк

Березники

Бийск

Биробиджан

Благовещенск

Благовещенское

Братск

Брест

Брянск

Бухара

Верхоянск

Вильнюс

Винница

Витебск

Владивосток

Владимир

Волгоград

Вологда

Воркута

Воронеж

Ворошиловград

Гомель

Горький

Гродно

Грозный

Гурьев

Джамбул

Днепропетровск

Донецк

Дудинка

Душанбе

Евпатория

Ереван

Житомир

Запорожье

Зея

Зыряновск

Иваново

Иваново –Франковск

Игарка

Ижевск

Иркутск

Йошкар-Ола

Казань

Калининград

Калинин

8,7

4,8

14,3

18,6

12,1

5,8

15,7

7,5

21,6

17,8

9,4

16,1

11,5

6,9

7,5

8,6

10,0

10,4

9,2

7,1

11,0

9,7

18,7

2,9

9,9

10,7

9,4

10,0

9,8

14,5

7,4

0,5

11,0

13,3

10,4

8,9

10,1

15,0

15,5

14,2

13,6

12,6

0,2

18,2

14,8

16,4

10,8

13,8

7,4

8,4

8,1

10,9

2,1

10,1

7,1

8,6

9,4

9,8

8,1

-     19,3

  1. 20,1
  2. 5,9
  3. 0,3          

-      14,1

-      11,4

  1. 5,3
  2. 16,7
  3. 4,2

4,9

  1. 16,4

      7,5

  1. 6,7
  2. 15,1
  3. 14,3
  4. 16,9
  5. 19,0
  6. 19,6
  7. 16,8
  8. 20,1
  9. 3,4
  10. 7,6

      1,3

  1. 20,1
  2. 4,4
  3. 4,9
  4. 6,7
  5. 11,7
  6. 10,2
  7. 7,9
  8. 10,8
  9. 19,4
  10. 8,4
  11. 5,9
  12. 5,8
  13. 10,5
  14. 4,1
  15. 2,3
  16. 8,3
  17. 4,6
  18. 4,4
  19. 5,6
  20. 15,5

      3,0

      0,8

  1. 1,9
  2. 4,6
  3. 4,0
  4. 20,1
  5. 20,1
  6. 10,8
  7. 3,7

  1. 20,1
  2. 13,4
  3. 19,1
  4. 12,5
  5. 12,5
  6. 2,4

-      9,1

17,6

14,6

22,2

26,3

20,9

14,0

24,1

16,3

15,3

24,8

18,2

21,6

19,3

15,2

16,0

17,4

18,9

19,7

17,9

16,3

17,9

17,4

26,3

13,2

17,0

17,8

16,9

17,4

16,8

23,0

15,5

9,4

19,0

21,2

17,7

17,1

17,1

22,8

24,3

22,1

21,3

20,4

9,9

25,7

22,1

23,9

18,0

21,6

16,7

17,6

16,1

17,7

12,0

17,4

16,0

16,9

17,8

16,5

15,9

Калуга

Кандалакша

Караганда

Кемерово

Керчь

Кзыл – Орда

Киев

Кировабад

Киров

Кировоград

Кировск

Кишинёв

Кокчетав

Комсомольск-на-Амуре

Кострома

Краснодар

Красноярск

Кременчуг

Кривой Рог

Куйбышев

Курган

Курган-Тюбе

Курск

Кутаиси

Ленинград

Липецк

Луцк

Львов

Магадан

Магнитогорск

Мариуполь

Махачкала

Минск

Минусинск

Мирный

Могилев

Мончегорск

Москва

Мурманск

Нальчик

Нарын

Нарьян-Мар

Нахичевань

Невинномысск

Нижний Тагил

Николаев

Николаевск-на-Амуре

Новгород

Новокузнецк

Новороссийск

Новосибирск

Норильск

Одесса

Омск

Орджоникидзе

Орёл

Оренбург

Оймякон

8,8

4,5

10,1

7,8

15,1

16,3

11,2

17,1

7,0

12,0

2,9

13,4

9,6

9,3

8,2

14,9

8,0

12,3

13,3

11,1

8,8

19,9

10,6

16,8

8,6

10,9

10,9

9,9

2,5

8,6

13,6

16,0

9,5

8,8

4,6

9,7

3,8

10,1

3,4

13,3

8,8

2

18,1

13,7

6,5

14,2

6,3

8,3

8,3

15,8

8,3

0,7

13,8

8,4

11,8

9,9

12

2,2

  1. 8,9
  2. 10,6
  3. 14,3
  4. 17,7

       0,4

  1. 7,7
  2. 4,8

      2,5

  1. 13,1
  2. 4,6
  3. 11,3
  4. 2,2
  5. 15,1
  6. 20,1

  1.  10,7
  2. 0,7
  3. 15,9
  4. 4,5
  5. 4,1
  6. 12,5
  7. 16,9
  8. 3,7
  9. 7,7

       6,2

  1. 6,8
  2. 8,9
  3. 3,6
  4. 3,9
  5. 19,4
  6. 15,5
  7. 4,1

       0,8

  1. 5,9
  2. 19,3
  3. 20,1
  4. 6,5
  5. 11,8
  6. 8,2
  7. 9,5
  8. 3,5
  9. 14,6
  10. 15,7
  11. 1,5
  12. 3,4
  13. 14,7
  14. 2,5
  15. 20

  1. 7,6
  2. 16,3

       3,5

  1. 17,7
  2. 20,1
  3. 1,8
  4. 17,8
  5. 3,7
  6. 8,4
  7. 13,4

-      20,1

16,5

12,5

18,9

16,7

23,6

24,7

18,9

24,4

16,4

19,4

10,9

20,6

18,3

10,3

14,3

22,3

16,7

20,5

20,9

19,6

17,4

27,3

18,4

22,8

16,4

19,0

17,8

16,5

11,1

17,1

21,5

23,7

16,8

17,7

16,8

15,1

11,3

18

10,7

20,9

16,2

10,3

25,8

21,2

14,8

21,8

15,1

16,0

17,0

22,7

17,2

10,5

21,3

17,1

18,9

17,8

20,7

12,4

Ош

Павлодар

Пенза

Пермь

Петрозаводск

Петропавловск

Петропавлоск-Камчатский

Полтава

Пржевальск

Псков

Пятигорск

Рига

Ровно

Ростов-на-Дону

Рубцовск

Рязань

Самарканд

Саранск

Саратов

Свердловск

Семипалатинск

Симферополь

Смоленск

СоветскаяГавань

Сочи

Ставрополь

Сугмант

Сумы

Сургут

Сухуми

Сыктывкар

Таганрог

Тайшет

Талды-Курган

Тамбов

Талин

Ташкент

Тбилиси

Темир

Тернополь

Тобольск

15,9

10,9

10,4

8,2

7,1

8,8

5,2

12

9,2

8,8

13,1

8,9

10,7

14

10,1

9,6

17

10,0

12,5

7,8

12

13,7

9

6,5

15,7

13,5

17,0

10,9

5,6

16,1

6,5

14,4

7,3

13,5

10,9

8,2

17,9

16,4

13,3

10,6

7,8

  1. 1,6
  2. 16,7
  3. 11
  4. 14,3
  5. 8,8
  6. 17,3
  7. 7,6

  1. 5,9
  2. 5,9
  3. 6,5
  4. 3
  5. 4,8
  6. 4,1
  7. 4,6
  8. 16,5
  9. 9,9

      1,5

  1. 10,9
  2. 10,6
  3. 14,9
  4. 15

      0,0

  1. 7,6
  2. 15,4

      5,9

  1. 2,5

      4,2

  1. 6,9
  2. 19,9

      6,5

  1. 14,1
  2. 4,1
  3. 18,5
  4. 15,1
  5. 9,5
  6. 4,2
  7. 0,9

      2,2

  1. 13,4
  2. 4,2
  3. 17

23,5

19,8

18,6

16,7

15,1

17,5

11,9

19,7

16,0

16,3

20,7

15,8

17,7

21,9

19

17,7

24,4

18,3

21,0

17,6

20,9

20,8

16,5

14

21,9

20,9

23,9

18,5

14,9

21,9

15,0

22,4

16,4

21,7

19

15,3

25,7

25,5

22,3

17,6

16,6

Тольятти

Томск

Туапсе

Тула

Тюмень

Ужгород

Улан-Удэ

Ульяновск

Уральск

Уссурийск

Усть-Каменогорск

Уфа

Фергана

Фрунзе

Хабаровск

Ханты-Мансийск

Харьков

Херсон

Хмельницкий

Целиноград

Чебоксары

Челябинск

Череповец

Черкассы

Чернигов

Черновцы

Чимкент

Чита

Элиста

ЮжноСахалинск

Якутск

Ярославль

11,4

7,5

16

9,4

8,6

12,9

8,3

10

12,5

10,7

11,2

9,9

18

15

10,8

6,7

12,1

14,2

10,7

9,9

9,1

9,2

7,7

11,7

11,1

11,6

17

7,5

14,7

7,5

6,4

7,9

  1. 11,4
  2. 17,8

      5,2

  1. 3,9
  2. 15,3
  3. 1,1
  4. 20,1
  5. 12,4
  6. 12,8
  7. 17,1
  8. 15

  1. 13,1
  2. 0,6
  3. 3,8
  4. 18,6
  5. 18,5

  1. 6,3
  2. 2,1
  3. 4,4
  4. 16,3
  5. 11,9
  6. 14,3
  7. 10,2
  8. 4,9
  9. 5,7
  10. 3,6
  11. 1,2
  12. 20,1
  13. 5,4
  14. 11,6
  15. 20,1
  16. 10,6

19,8

16,4

22,4

17,3

16,2

19,6

17,6

18,4

21,3

19

19,9

18,3

25,6

22,8

19,7

15,8

19,8

21,8

17,8

18,8

17,4

17,8

15,8

19,2

18,5

18,6

25,1

16,8

22,9

15

16,6

15,8


Таблица 1.28 Нормы максимально допустимых систематических и аварийных перегрузок  трансформаторов.

h, ч

                              М и Д

                                        ДЦ*

К2доп при значениях К1=0,251

К2доп  при значениях  К1=0,251

0,25  

0,4