Построение электрической сети должно соответствовать условиям охраны окружающей среды.
Одним из важнейших требований к конфигурации и схеме сети является возможность её построения из унифицированных элементов – линий и подстанций.
Исходя из этих требований рассмотрим два варианта развития сети (рис. см. в приложении 6).
3.3.2 Предварительный выбор напряжения
Во всех пунктах имеются потребители первой категории, следовательно, все линии должны быть двухцепные (N = 2).
Сделаем выбор номинального напряжения для всех воздушных линий. Выбор будем производить по формуле Илларионова Г. А.:
Произведем выбор напряжения линий для вариантов схем сети. Результат представим в виде таблицы П6.1 (приложение 6).
Таким образом, в данном варианте развития существующие линии сохраняют свой класс напряжения, а вновь сооружаемые имеют 110 кВ.
Для второго варианта линии 1-2, ИП1-2, ИП1-3, 1-4, ИП2-1 такие же как и в первом варианте. Следовательно рассмотрим линии 1-5 и 5-6. (таблица П6.2, приложение 6).
Таким образом, получили, что необходим перевод линии 1-5 с 35 на 110 кВ. Новая линия 5-6 имеет 110 кВ.
3.3.3 Выбор сечений проводов
Критерием для выбора сечений проводов воздушных линий является минимум приведенных затрат. Выбор сечений проводов производится на основе метода экономических токовых интервалов в зависимости от напряжения, расчетной токовой нагрузки, материала и цепности опор.
Район по гололеду: I
Тип опор: ВЛ–110 кВ – железобетонные (Ж/Б), ВЛ–35 кВ – стальные.
Число цепей: N = 2
Находим расчетную токовую нагрузку:
Выбираем сечение провода по таблице 7.8 [2]:
Выбранное сечение провода необходимо проверить по трем условиям:
Произведем выбор проводов для всех линий, а так же проверим их по трем условиям. Результаты сведем в таблицу (см. приложение 7).
Аналогично для второго варианта (см. табл. П7.2, приложение 7).
3.3.4 Выбор трансформаторов у потребителей
Выбор трансформаторов двухтрансформаторных подстанций определяется аварийным режимом трансформатора. Мощность необходимо выбрать такой, чтобы при выходе из строя одного из них, оставшийся трансформатор мог обеспечивать, с допустимой аварийной перегрузкой 40% в течение 5 суток длительностью не более 6 часов в сутки, бесперебойное электроснабжение потребителей.
Все подстанции – двухтрансформаторные.
Найдем полную максимальную мощность, протекающую через трансформатор:
Выбираем трансформатор с РПН (регулированием напряжения под нагрузкой). Сначала на нагрузочную способность проверяем трансформатор с ближайшей меньшей к SТР.РАСЧ. мощностью.
Найдем эквивалентную начальную нагрузку:
Найдем эквивалентную нагрузку для периода перегрузки.
По таблице 1.36 [3] для данной системы охлаждения при заданной температуре окружающей среды в послеаварийном режиме находим К2доп , если К2доп < К2 , то по нагрузочной способности трансформатор не проходит.
Тогда проверяем по нагрузочной способности трансформатор со следующей по шкале мощностью.
Проверим возможность использования трансформатора ПС1 ТРДН-40000/110, а так же выберем трансформатор ПС6 и ПС5 во 2-м варианте (замена трансформатора 35 кВ на 110 кВ). Расчет представлен в приложении 8.
3.3.5 Технико-экономическое обоснование наиболее рационального варианта
В предыдущих пунктах для двух вариантов схем было выбрано номинальное напряжение линий, сечения проводников и трансформаторы у потребителей. Для дальнейшего выбора одного варианта из двух, необходимо провести их технико-экономический расчёт. Наиболее рациональным будет вариант с минимумом приведенных затрат.
Рассмотрим только вновь сооружаемую часть схемы: ВЛ6, ВЛ7, ПС6, а так же учтем изменения в существующей схеме: ПС1(ОРУ ВН и трансформаторы), ВЛ5 и ПС5 (перевод линии и подстанции с 35 кВ на 110 кВ во втором варианте).
Выполнив расчеты получили:
З1 = 0,12·2653 + 222,63 = 541 тыс. руб.
З2 = 0,12·2715 + 263,1 = 589 тыс. руб.
Подробно результаты расчета представлены в приложении 9.
Оценим разницу в % : |З1 – З2| / З1 = (589-541) /541 = 0,089 = 8,9%
Разница в затратах двух вариантов составляет более 5%, значит для дальнейшего рассмотрения выбираем вариант 1.
3.4 Расчёты параметров основных режимов работы сети
3.4.1 Составление схемы замещения и определение её параметров
Расчётная схема электросети составляется из схем замещения линий электропередачи, трансформаторов, автотрансформаторов, реакторов, батарей конденсаторов.
В подразделе 3.3 выполнено технико-экономическое сравнение выбранных вариантов сети и вариант 1 принят как лучший для дальнейших расчётов.
Дальнейший расчёт ведём для варианта 1.
,где
N-число цепей линии, Ro (Ом/км) -погонное активное сопротивление линии,
Хо (Ом/км) - погонное индуктивное сопротивление линии,
Во (См/км 10-4)- погонная проводимость линии,
L(км)-длина линии
При двух параллельно работающих трансформаторах, их сопротивление необходимо уменьшить в 2 раза, а потери холостого хода увеличить в 2 раза.
Рис.3.1 Схема замещения электрической сети
3.4.2 Расчет и анализ режима наибольших нагрузок
Расчеты режимов электрических сетей выполняются для определения:
1)загрузки элементов сети, соответствия пропускной способности сети ожидаемым потоком мощности;
2)сечений проводов и кабелей и мощностей трансформаторов и автотрансформаторов;
3)уровня напряжения в узлах и элементах сети и мероприятий, обеспечивающих поддержание напряжения в допустимых пределах; потерь мощности и электроэнергии для оценки экономичности работы сети и эффективности способов снижения потерь;
При анализе ожидаемых в перспективе установившихся режимов следует различать расчетные длительные (регулярные) потоки мощности по сети, которые могут иметь место в нормальных режимах работы энергосистем, и расчетные максимальные (нерегулярные) потоки, определяемые случайными отклонениями от нормальных режимов.
На формирование потоков реактивной мощности кроме факторов, определяющих потоки активной мощности, значительное влияние оказывают потери реактивной мощности в сети и зарядная мощность линии. Обычно рассматриваются следующие режимы работы:
1) Режим наибольших нагрузок;
2) Режим наименьших нагрузок;
3) Послеаварийные режимы:
а) Отключение одной цепи наиболее загруженной линии в режиме зимнего максимума
б) Отключение одного из двух трансформаторов (наиболее мощного) в режиме зимнего максимума.
Расчёт режимов электрической сети произведём с помощью ЭВМ программой RUR (E\RUR\rur.exe).
Для режима наибольших нагрузок берем максимальную нагрузку в системе в зимний период.
Исходные данные для расчета рекомендуется подготовить в следующей последовательности:
1. Составить граф электрической сети (рис.3.12).
2. Параметры узлов, параметры ветвей оформить в виде таблиц.
Ввод исходных данных производится следующим образом. Создается единая информационная база данных, где под каждый элемент отводится своя унифицированная форма записи.
Форма записи для узлов:
Номер узла, код узла (признак задания исходных данных) Uo, P; Q.
Код= | 3, исходные данные (Р,Q);
| 2, введение дополнительного узла, исходные данные (δ,Q)
| 1, опорные узлы, исходные данные (U, Р);
| 0, балансирующий узел совмещен с базисным, исходные данные(U,δ)
Uо[кВ] - либо номинальное напряжение, либо напряжение, которое будет задаваться.
Р[МВт], Q[Мвар] - активная и реактивная мощность нагрузки или генерации в узлах.
Форма записи для ветвей:
Номера начала и конца ветви, R, Х [Ом] - соответственно активное и реактивное сопротивление ветви; G, В [мкСм] - соответственно действительная и мнимая составляющая поперечной проводимости (для ВЛЭП задается на всю длину), Кт и -модуль и аргумент коэффициента трансформации.
Для линий электропередачи используется II-образная схема замещения, а для трансформаторных ветвей – Г-образная схема замещения.
Проводимости G и В тpaнcфopмaтоpа приводятся к напряжению начала ветви, сопротивления R и Х - к напряжению конца ветви. Началом трансформаторной ветви является низшее напряжение Кт=Ui/Uj. Признак воздушной ЛЭП (ВЛЭП) Кт=0. Для ВЛЭП В<0 - емкостной характер, для трансформатора В>0 - индуктивный характер.
В расчетной схеме узлы нумеруются в произвольной последовательности, начиная с первого. Базисному узлу присваивается наибольший номер.
Результаты расчета и исходные данные для режима наибольших нагрузок приведены в таблицах приложения 10.
Анализ режима наибольших нагрузок: Получили во всех пунктах напряжение у потребителя меньше требуемого ПУЭ U=10.5кВ. Следовательно, необходимо производить регулировку напряжения у потребителя с помощью РПН. Выбранные провода всех линий проходят по допустимым токам. Распределение токов и мощностей по проводам линий представлено в таблице.
Таблица 3.3 Анализ режима наибольших нагрузок
|
Линия |
W1 |
W2 |
W3 |
W4 |
W5 |
W6 |
W7 |
|
U, кВ |
110 |
110 |
110 |
35 |
35 |
110 |
110 |
|
Марка провода |
АС-120/19 |
АС-150/24 |
АС-70/11 |
АС-70/11 |
АС-95/16 |
АС-95/16 |
АС-120/19 |
|
Iдоп, А |
390 |
450 |
265 |
265 |
330 |
330 |
390 |
|
Данные расчета режима на ЭВМ |
|||||||
|
Р, МВт |
55,6 |
31,4 |
20,4 |
7,5 |
6,9 |
25,8 |
51,2 |
|
I, А |
356 |
365 |
108 |
128 |
117 |
142 |
379 |
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20
