2. Выбор вариантов схем соединения ЛЭП
Имеются данные о расположении новых подстанций ПС-1, ПС-2 и ПС-3 в принятых координатах (табл.3). Намечаем несколько вариантов соединения точек новых подстанций с близлежащими подстанциями (рис.2).
Рис.2. Варианты радиально-магистральных и замкнутых схем соединения новых ЛЭП
Расстояния между пунктами 1, 2 и 3, а также между ними и близрасположенными существующими подстанциями приведены ниже:
Сопоставим намеченные варианты по критерию суммарной длины новых ЛЭП.
Радиальные варианты:
Кольцевые варианты:
Из приведённых вариантов для дальнейшего рассмотрения выбираем радиально-магистральный вариант Р-2.
3. Выбор номинальных напряжений сооружаемых ЛЭП
Выбор номинальных напряжений выполняем по эмпирической формуле:
,
где Р - мощность (МВт) на одну цепь, L - длина линий (км).
Расстояния между подстанциями увеличиваем на 20% относительно воздушной прямой.
Исходные данные по нагрузкам подстанций приведены в таблице 6.
Таблица 6
Выбор номинальных напряжений ВЛ варианта радиально-магистральной сети
|
ВЛ |
L, км |
L+20%, км |
P, МВт |
Цепей |
U, кВ |
Uном, кВ |
|
А-1 |
17 |
20,4 |
105 |
2 |
108,8 |
110 (220) |
|
1-2 |
32,8 |
39,4 |
44 |
2 |
103,2 |
110 |
|
2-3 |
28,2 |
33,8 |
14 |
2 |
74,6 |
110 |
Для линии А-1 целесообразно выбрать напряжение 220 кВ, так как в этом случае придется поменять сечение проводов линии 0-А и, возможно, опоры. А если выбрать напряжение 110 кВ, то плюс ко всему этому придется менять трансформаторы подстанции А.
4. Определение сечений проводов сооружаемых ЛЭП
Суммарное сечение (F) проводов фазы проектируемой ВЛ составляет:
,
где IP-расчетный ток, А;
jH-нормированная плотность тока, А/мм2.
Для заданного числа использования максимальной нагрузки 4500 ч jH = 1,1 А/мм2.
Значение IP определяется по выражению:
где I5 - ток линии на пятый год её эксплуатации в нормальном режиме;
- коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии. Для линий 110…220 кВ значение может быть принято равным 1,05, что соответствует математическому ожиданию этого коэффициента в зоне наиболее часто встречающихся темпов роста нагрузки.
- коэффициент, учитывающий число часов использования максимальной нагрузки ВЛ (Тmax), а коэффициент Км отражает участие нагрузки ВЛ в максимуме энергосистемы.
Рассчитываем коэффициенты Км для нагрузок новых подстанций (табл.7).
Таблица 7
|
Под - стан - ция |
Активная мощность подстанции Р |
Состав различных видов потребителей новых п/ст.,%, для Км, о. е. |
Км |
|||||
|
|
|
Освещение |
Пром. трёх-сменная |
Пром. двух-сменная |
Пром. одно-сменная |
Электриф. транспорт |
С/х |
|
|
|
|
1 |
0,85 |
0,75 |
0,15 |
1 |
0,75 |
|
|
ПС-1 |
61 |
20 |
20 |
15 |
15 |
30 |
0 |
0,805 |
|
ПС-2 |
30 |
20 |
20 |
40 |
10 |
- |
10 |
0,76 |
|
ПС-3 |
14 |
40 |
15 |
- |
- |
- |
45 |
0,865 |
Результаты расчетов сечений проводов новых ЛЭП сведены в (табл.8).
Таблица 8
Расчет сечений проводов ЛЭП варианта радиально-магистральной сети
|
ВЛ |
Р, МВт |
Q, МВАр |
Uном, кВ |
Цепей |
I5, А |
Iрасч, А |
F, мм2 |
Fстанд, мм2 |
|
|
А-1 |
105 |
59 |
220 |
2 |
158 |
1,2 |
199,1 |
181 |
185 |
|
1-2 |
44 |
25 |
110 |
2 |
132,8 |
1,28 |
178,5 |
162,3 |
185 |
|
2-3 |
14 |
8 |
110 |
2 |
42,3 |
1,14 |
50,6 |
46 |
70 |
Для всех воздушных линий выбираем сталеалюминиевые провода.
При выборе стандартных сечений были учтены ограничения по механической прочности ВЛ свыше 1 кВ и условиям короны и радиопомех.
Выбранные сечения подлежат проверке по предельно допустимому току в послеаварийных и ремонтных режимах. Для двухцепных ЛЭП послеаварийным током является удвоенное значение нормального тока в режиме максимальных нагрузок (табл.9).
Таблица 9
Результаты расчетов при выборе проводов ВЛ для радиального варианта
|
ЛЭП |
Предварительное сечение |
Марка провода |
|||
|
А-1 |
316 |
185 |
510 |
АС-185/29 |
510 |
|
1-2 |
265,6 |
185 |
510 |
АС-185/29 |
510 |
|
2-3 |
84,6 |
70 |
265 |
АС-70/11 |
265 |
5. Выбор трансформаторов на понижающих подстанциях
Трансформаторы выбираем по условию:
,
где S5 - максимальная нагрузка подстанции в нормальном режиме на пятый год эксплуатации;
- допустимый коэффициент перегрузки трансформаторов;
- число трансформаторов на подстанции.
5.1 Выбор трансформатора на понижающей подстанции ПС-1
Выбираем трансформатор на понижающей подстанции ПС-1 220/110/10 кВ с максимальной мощностью нагрузки на пятый год эксплуатации подстанции: Рmax=61 МВт, Qmax=34 МВАр.
Строим зимний график нагрузки (рис.2), так как трансформатор наиболее загружен в зимний период.
Рис.2. Зимний график нагрузки для подстанции ПС-1
Средняя нагрузка характерных зимних суток подстанции Sсред = 54,9 МВА. Выделим продолжительность ступени перегрузки К2 = 69,8 МВА, а К1 как среднеквадратичное значение оставшейся нагрузки. Оно равно К1 = 35,9 МВА.
Соотношение a + b = c + d: a + b = 40,8 МВА. ч; c + d = 30 МВА. ч.
Для данной подстанции с учетом длительности ступени перегрузки 16 часов = 1,4, для вида охлаждения OFAF (ДЦ - принудительная циркуляция воздуха и масла с ненаправленным потоком масла).
Так как в разрабатываемой системе электроснабжения подстанции получают питание последовательно, а напряжение до подстанции ПС-1 220 кВ, а после 110 кВ. То целесообразнее на ПС-1 поставить автотрансформаторы. Для того, чтобы учесть мощности последующих подстанций и обеспечить запас мощности трансформатора с учетом развития, полную мощность ПС-2 и ПС-3 прибавляем к полной мощности ПС-1. Получаем S5 = 120 МВА.
= 85,7 МВА
Выбираем два автотрансформатора АТДЦТН-125000/220.
5.2 Выбор трансформатора на понижающей подстанции ПС-2
Выбираем трансформатор на понижающей подстанции ПС-2 110/10 кВ с максимальной мощностью нагрузки на пятый год эксплуатации подстанции: Рmax = 30 МВт, Qmax = 17 МВАр.
Строим зимний график нагрузки (рис.3), так как трансформатор наиболее загружен в зимний период.
Рис.3. Зимний график нагрузки для подстанции ПС-2
Средняя нагрузка характерных зимних суток подстанции Sсред = 23,1 МВА. Выделим продолжительность ступени перегрузки К2 = 34,5 МВА, а К1 как среднеквадратичное значение оставшейся нагрузки. Оно равно К1 = 23,1 МВА.
Соотношение a + b = c + d: a + b = 9,6 МВА. ч; c + d = 11,4 МВА. ч.
Для данной подстанции с учетом длительности ступени перегрузки 4 часа = 1,5, для вида охлаждения ONAF (Д - принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла).
= 23 МВА
Выбираем два трансформатора ТРДН-25000/110.
5.3 Выбор трансформатора на понижающей подстанции ПС-3
Выбираем трансформатор на понижающей подстанции ПС-2 110/10 кВ с максимальной мощностью нагрузки на пятый год эксплуатации подстанции: Рmax = 14 МВт, Qmax = 8 МВАр.
Строим зимний график нагрузки (рис.4), так как трансформатор наиболее загружен в зимний период.
Рис.4. Зимний график нагрузки для подстанции ПС-3
Средняя нагрузка характерных зимних суток подстанции Sсред = 11,3 МВА. Выделим продолжительность ступени перегрузки К2 = 16,1 МВА, а К1 как среднеквадратичное значение оставшейся нагрузки. Оно равно К1 = 10,8 МВА.
Соотношение a + b = c + d: a + b = 3,2 МВА. ч; c + d = 3 МВА. ч.
Для данной подстанции с учетом длительности ступени перегрузки 4 часа = 1,5, для вида охлаждения ONAF (Д - принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла).
= 7,5 МВА
Выбираем два трансформатора ТДН-10000/110.
6. Принципиальная схема расчетного варианта развития энергосистемы
Рис.5. Принципиальная схема расчетного варианта развития энергосистемы
Страницы: 1, 2
