Решение технических задач электроэнергетики

 

2.2 Выбор номинального  напряжения

Номинальное напряжение можно  предварительно определить по известной  передаваемой мощности Р и длине линии L по формуле Илларионова:

   (2.1)

где L - длина линии;

Р - передаваемая мощность;

n - число цепей в линии.

2.2.1 Выбор номинального  напряжения для варианта I

Воспользуемся формулой (2.1):

U_ип1==93,37 кВ;

U₁₂==64.64кВ;

U_ип6==97,94 кВ;

U₆₅==88.12 кВ;

U₅₄==71.79 кВ;

U₄₃==58.28 кВ.

Для всех линий выбираем U_H0M = 110 кВ с учетом возможности дальнейшего расширения сети.

2.2.2 Выбор номинального  напряжения для варианта II

Номинальное напряжение по формуле (2.1):

U_ип1==136,99 кВ;

U₁₂==102,25 кВ;

U₂₃==57,31 кВ;

U₄₃==67,84 кВ;

U₅₄==88,89 кВ;

U₆₅==112,36 кВ.

Для всех линий выбираем U_ном = 110 кВ с учетом возможности дальнейшего расширения сети.

2.3 Выбор сечений.  Проверка по нагреву и допустимой  потере напряжения

Экономический выбор сечений  проводов воздушных линий электропередачи  проводится по экономической плотности  тока j_эк. Марки проводов ЛЭП напряжением 35 кВ должны укладываться в пределы АС-35-АС-150, линий 110 кВ — АС-70-АС240 [4]. Порядок расчета при этом следующий.

1).Определяются токи на  каждом участке сети:

  (2.2)

где Pj, Qj - активная и реактивная мощности j-й линии в режиме максимальных нагрузок, кВт, кВАр;

n - количество цепей линии электропередачи;

U_ном - номинальное напряжение линии, кВ.

2).Выбирается    стандартное    сечение,    ближайшее    к экономическому, определенному по формуле:

   (2.3)

3).Проверяются   выбранные   сечения   проводов   на  ток   послеаварийного режима. При этом  должно соблюдаться условие (2.4):

  (2.4)

4).Проверка по потере напряжения выполняется как для нормального, так и для послеаварийного режимов работы сети. Суммарные потери напряжения до наиболее удаленного пункта сети одного номинального напряжения в нормальном режиме работы не должны превышать 15%, а при наиболее тяжелых аварийных отключениях линий 20%.

Наибольшие суммарные  потери напряжения до наиболее удаленной  точки линии - точки 6.

Потери напряжения для  n-цепной линии определяется по формуле:

        (2.5)

где Pj, Qj - активная и реактивная мощности линии кВт, кВАр;

r_Oj, x_Oj - активные и реактивные удельные сопротивления линии, Ом/км;

L - длина линии.

Суммарная потеря напряжения в сети от источника питания до самой удаленной точки в нормальном режиме работы должна удовлетворять  условию:

                                           (2.6)

В послеаварийном режиме:

                                                 (2.7) 

2.3.1 Выбор сечений  проводов и их проверка для  варианта I

1). Воспользуемся формулой (2.2):

 

I_maxИП1==136,7 А;

I_max12==61,04 A;

I_maxИП6==146,39 А;

I_max65==121,55 A;

I_max54==80,22 A;

I_max43==51,65 A.

2) В зависимости от материала проводника, района страны и времени использования наибольших нагрузок Т_нб определяем j_эк= 1,1 А/мм² (табл. 1.3.36,[2]).

Выбираем стандартное  сечение по формуле (2.3):

_FэкИП1=124,3 мм², принимаем F_ип1=

_Fэк12=55,5 мм², принимаем F₁₂=70 мм²;

F_экИП6=133,1 мм², принимаем F₃₄=

F_эк65=110,5 мм², принимаем F₃₅=120 мм²;

F_эк13=72,9 мм², принимаем F₁₃=95 мм^2;

F_эк43=46,9 мм², принимаем F₅₆=70 мм^2.

Сведем полученные результаты в таблицу 2.4

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 2.4 –  Данные по выбору проводов для варианта I

№	Iн,А	Uн, кВ	Iдоп, А	Марка	Ro, Ом/м	Xo, Ом/м	do*10-6,Ом/м
ИП1	136,7	110	390	АС-120	0,249	0,4	2,66
12	61,04	110			0,428	0,4	2,55
ИП6	146,39	110			0,249	0,4	2,66
65	121,55	110			0,306	0,4	2,61
54	80,22	110			0,306	0,4	2,61
43	51,65	110			0,428	0,4	2,55

Где R_0, X₀, b₀·10^-6 по табл. 7.1, 7.5, [3].

Как видно из таблицы условие (2.4) выполняется.

4).   Проверим   выбранные   сечения   проводов   по   допустимой   потере напряжения в нормальном режиме работы, воспользовавшись формулой(2.5):

∆U_ИП1=5,6 кВ;

∆U₁₂=2,7 кВ;

∆U_ИП6=5,9 кВ;

∆U₆₅=3,6 кВ;

∆U₅₄=1,9 кВ;

∆U₄₃=1,5 кВ.

Суммарную   потерю напряжения в сети от источника питания до самой удаленной точки при нормальном режиме работы определим по формуле (2.6):

 

∆U_∑ИП3=11,73%<15%

2.3.2 Выбор сечений проводов  и их проверка для варианта  II

Выбор сечений для вариантов II проводим аналогично варианту I, результаты записываем в таблицу 2.5.

Таблица 2.5 - Данные по выбору проводов для варианта II

№	Iн,А	Uн, кВ		Iдоп, А		Марка	Ro, Ом/м	Xo, Ом/м	do*10-6,Ом/м
ИП1	319,9	110		605		АС-240/32	0,121	0,4	2,81
21	168,6	110		605		АС-240/32	0,121	0,4	2,81
32	46,9	110		605		АС-240/32	0,121	0,4	2,81
43	74,1	110		605		АС-240/32	0,121	0,4	2,81
54	131,1	110		605		АС-240/32	0,121	0,4	2,81
65	213,6	110		605		АС-240/32	0,121	0,4	2,81
ИП6	263,2		110		605	АС-240/32	0,121	0,4	2,81

 

Как видно из таблицы  токи проводов в послеаварийном режиме удовлетворяют условию (2.4).

Проверим выбранные  сечения проводов по допустимой потере напряжения в нормальном режиме работы, воспользовавшись формулой(2.5):

∆U_ИП1=9,1 кВ;

∆U₂₁=3.5 кВ;

∆U_ИП6=7,5 кВ;

∆U₃₂=0.7 кВ;

∆U₄₃=1.1 кВ;

∆U₅₄=2.1 кВ;

∆U₆₅=3,9 кВ.

Суммарная потеря напряжения в сети от источника питания до самой удаленной точки при нормальном режиме работы по формуле (2.6):

∆U_∑ИП3=14,6%

14,6%<15%

11,73<15%

2.4 Выбор  числа и мощности трансформаторов

При проектировании электрических сетей на подстанциях  всех категорий рекомендуется применять не более двух трехфазных трансформаторов. При определении номинальной мощности трансформаторов необходимо учитывать допустимые систематические и аварийные перегрузки трансформаторов в целях снижения суммарной установленной мощности. При выполнении курсового проекта конкретные суточные графики активных и реактивных нагрузок пунктов потребления не заданы и оценить допустимые систематические перегрузки в проекте не представляется возможным. Поэтому при расчете номинальных мощностей трансформаторов следует исходить из следующих положений:

1. На двухтрансформаторных подстанциях при отсутствии резервирования по сетям вторичного напряжения мощность каждого трансформатора выбирают равной не более 0,7...0,8 суммарной нагрузки подстанции на расчетный период (в период максимальной нагрузки).
2. При отключении наиболее мощного трансформатора оставшийся в работе должен обеспечить питание потребителей I, II категорий во время ремонта или замены этого трансформатора с учетом допустимой перегрузки 40%.

    Мощность трансформатора на понижающих подстанциях рекомендуется выбирать из условия допустимой перегрузки в после аварийных режимах до 70...80% на время максимальной общей суточной продолжительностью не более 6 часов в течении не более 5 суток, т.е. по условию

                                                               (3.1)

 

где n_T= 2 - число однотипных трансформаторов, устанавливаемых на подстанции.

S_Т1.ном≥=16 МВА;

 

S_Т2.ном≥=9,3 МВА;

S_Т3.ном≥=10,9 МВА;

S_Т4.ном≥=5,9 МВА;

S_Т5.ном≥=8,8 МВА;

S_Т6.ном≥5,3 МВА.

Для расчетной  сети примем наибольшие ближайшие мощности трансформаторов (табл. 6.9, [3]). Данные занесем в таблицы 2.8—2.10.

6Таблица 2.8 - Данные по трансформаторам для варианта схемы I

ПС	Тип тран- ра	SТ.расч, МВА		SТ.ном,МВА	∆Рxx, кВт	∆Рк, кВт	Uк, %	Ix, %		RТ, Ом	ХТ, Ом	∆Qx, кВАр	Пределы регулирования
1	ТДН-16000/110	16		16	19	85	10,5	0,7		4,38	86	112	±9х1,78%
2	ТДН-10000/110	9,3		10	14	60	10,5	0,7		7,95	139	70	±9х1,78%
3	Тдн-16000/110	10,9		16	19	85	10,5	0,7		4,38	86	112	±9х1,78%
4	ТМН-6300/110	5,9		6,3	11,5	44	10,5	0,8		14,7	220,4	50,4	±6х1,5%
5	ТДН-10000/110	8,8		10	14	60	10,5	0,7		7,95	139	70	±9х1,78%
6	ТМН-6300/110	5,3	6,3		11,5	44	10,5	0,8	14,7		220,4	50,4	±6х1,5%

 

 

Таблица 2.9 - Данные по трансформаторам для варианта схемы II

ПС	Тип тран- ра	SТ.расч, МВА		SТ.ном,МВА	∆Рxx, кВт	∆Рк, кВт	Uк, %	Ix, %		RТ, Ом	ХТ, Ом	∆Qx, кВАр	Пределы регулирования
1	ТДН-16000/110	16		16	19	85	10,5	0,7		4,38	86	112	±9х1,78%
2	ТДН-10000/110	9,3		10	14	60	10,5	0,7		7,95	139	70	±9х1,78%
3	Тдн-16000/110	10,9		16	19	85	10,5	0,7		4,38	86	112	±9х1,78%
4	ТМН-6300/110	5,9		6,3	11,5	44	10,5	0,8		14,7	220,4	50,4	±6х1,5%
5	ТДН-10000/110	8,8		10	14	60	10,5	0,7		7,95	139	70	±9х1,78%
6	ТМН-6300/110	5,3	6,3		11,5	44	10,5	0,8	14,7		220,4	50,4	±6х1,5%

 

 

 

2.5 Выбор  схем электрических соединений  ПС

Схемы электрических  соединений понижающих ПС  110...220/10 кВ на

стороне ВН определяется назначением каждой из ПС и ее местоположением  в составе сети. Это могут быть узловая, проходная, тупиковая или  на ответвлениях от линии ПС. В соответствии с классификацией ПС подразделяются на подгруппы:

 

1. ПС 110...330 кВ, осуществляемые по так называемым упрощенным схемам на стороне ВН с минимальным количеством или без выключателей, с одним или двумя трансформаторами, питающимися по одной или двум линиям ВН; на стороне СН (110 или 35 кВ) может быть до шести присоединений воздушных линий.
2. ПС проходные 110...500 кВ с количеством трансформаторов или автотрансформаторов от двух до четырех, с количеством присоединяемых воздушных линий ВН – до четырех и на СН до десяти с количеством выключателей на ВН до девяти.
3. Узловые ПС (общесистемного значения) 35... 1150 кВ с количеством автотрансформаторов - до четырех, воздушных линий на ВН - до восьми и на СН - до десяти.