Невозможно отобразить презентацию
electronicsSimilar presentations:
Ивановский государственный энергетический университет кафедра "Электрические системы” ЗАДАНИЕ на курсовой проект
Ивановский государственный энергетический университет кафедра "Электрические системы” ЗАДАНИЕ на курсовой проект №___9___ студенту ______26 _______ группы__4 __курса ЭЭФ _______________________Иванову Петру Сергеевичу _______________________ Тема проекта - "ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ СЕТЬ РАЙОНА НАГРУЗОК" 1.
Разделы пояснительной записки 1.1 Разработка и выбор оптимального варианта схемы электрической сети района нагрузок.
1.2.
Расчет установившихся режимов на ПЭВМ.
1.3.
Выбор средств регулирования напряжения и обеспечение баланса реактивной мощности.
1.4.
Механический расчет проводов воздушной линии электропередачи.
Выбор опоры и проверка ее габаритов.
1.5.
Определение технико-экономических показателей электрической сети.
2.
Графическая часть проекта.
2.1.
Варианты сооружения сети.
2.2.
Схема электрической сети района нагрузок.
2.3.
Результаты расчетов установившихся режимов сети.
Объем - 1 лист формата А1.
3 Исходные данные.
3.1.
План расположения источников питания нагрузок района Масштаб__1 _см - 10 км_ 3.2.
Данные о нагрузках района 3.3.
Данные об источниках питания.
3.3.1.
Электроснабжение района нагрузок планируется осуществитъ с шин 110 или 220 кВ действующей подстанции А энергосистемы.
3.3.2.
Уровни напряжения на шинах ПС А: - в режиме максимальных нагрузок __1,05 __ Uном;
- в режиме минимальных нагрузок __1,01 __Uном.
3.3.3.
Коэффициент реактивной мощности tg() на шинах ПС А в режимах: - максимальных нагрузок __0,35__ - минимальных нагрузок __0,31__ 3.4.
Дополнительные данные.
3.4.1.
Коэффициент участия нагрузок района в максимуме энергосистемы Км =__1__ 3.4.2.
Продолжительность максимума зимнего суточного графика h = __8 __ ч.
3.4.3.
Величина нагрузки подстанции, предшествующая максимальной нагрузке α = 1 3.4.4.
Расчетный срок проекта ТР = _5 _ лет 3.4.5.
Норма дисконта ЕН = _14_% 3.4.6.
Цена на электроэнергию ЦЭ = _2,2 _ руб/кВт ч 3.4.7.
Условия сооружения и работы сети: - район нагрузок принадлежит ОЭС____________Урал __________________________ - климатические районы: по гололёду ______________________II _______________________________________ по скоростному напору ветра _______II _______________________________________ - ВЛ для механического расчёта проводов _____________________________________ - тип опоры для проверочного расчета ее габаритов_________Промежуточная ______ - температурные условия в районе сооружения электрической сети: δнб = 25 С ;⁰ δН = -21 С;⁰ δЭ = -16 С;⁰ - зимняя эквивалентная температура охлаждающей среды δохл = - 12 С.⁰ Нагрузки при напряжении в режимахСостав нагрузки по категориям надежности Продолжит.
использова -ния максим.
нагрузки Номер под- стан- ции на плане 110 кВ10 кВ Максим.
Миним.
Максим.
Миним.Р, МВтtgϕР, МВтtgϕ Р, МВтtgϕ Тма, ч 1470,43260,36270,41150,35I - III4700 2 160,4490,35I - III5200 3 360,40170,35I - III4400 4 230,42120,35I - III4500 1.
Разработка и выбор вариантов конфигурации сети Для выбора наиболее оптимальной схемы электроснабжения района нагрузок необходимо составит все возможные конфигурации сети, отвечающие требованиям: 1.
Схема должна обеспечивать полный отпуск электроэнергии и необходимый уровень надежности электроснабжения;
2.
Должно быть обеспечено нормируемое качество электроэнергии у потребителей;
3.
Схема должна быть достаточно гибкой;
4.
Конфигурация и параметры сети должны обеспечивать возможность ее дальнейшего развития;
5.
В схемах не должно быть слабо загруженных протяженных участков, а также обратных перетоков мощности;
6.
Схема сети должна предусматривать применение типовых, унифицированных элементов ВЛ и ПС.
Рассматриваемы варианты должны быть равнонадежны между собой.
Рис.
1.
Вариант №1 радиальной схемы Рис.
2.
Вариант №2 радиальной схемы Рис.
3.
Вариант №3 радиальной схемы Рис.
4.
Вариант №4 радиальной схемы Рис.
5.
Вариант №5 радиальной схемы Рис.
6.
Вариант №6 радиальной схемы Рис.
7.
Вариант №1 схемы с кольцевым участком Рис.
8.
Вариант №2 схемы с кольцевым участком Рис.
9.
Вариант №3 схемы с кольцевым участком Рис.
10.
Вариант №4 схемы с кольцевым участком Рис.
11.
Вариант №5 схемы с кольцевым участком Рис.
12.
Вариант №6 схемы с кольцевым участком Рис.
13.
Схема, не отвечающая требованиям надежности В радиальной схеме линии не должны быть одноцепными Рис.
14.
Схема, имеющая обратный переток мощности В схеме присутствует обратный переток мощности, идущий от ПС3 к ПС2.
Рис.
15.
Схема с излишней надежностью В кольцевом участке схемы линии не должны быть двухцепными Из всех представленных выше вариантов необходимо выбрать одну радиальную схему и одну схему с кольцевым участком.
Выбор производится на основании метода дисконтированных затрат, однако, для упрощения расчетов, оптимальный вариант можно выбрать по наименьшей суммарной протяженности воздушных линий, наименьшего числа присоединений, простоты обслуживания и настройки автоматики.
В качестве узловой подстанции (если такая необходима в схеме) лучше принять ту подстанцию, на которой есть нагрузка и на 10 кВ и на 110 кВ.
Для определения суммарной длины воздушных линий необходимо:- при помощи линейки измерить расстояние между центрами подстанций на плане расположения нагрузок, приведенном в пункте 3.1 задания;- умножить полученную длину в сантиметрах на масштаб, приведенный в задании – политься длина ВЛ в километрах.
Для двухцепных ВЛ полученный результат удвоить;- сложить полученные результаты и получится суммарная длина воздушных линий рассматриваемого варианта;
Далее свести в таблицу результаты расчетов по всем вариантам и произвести анализ.
Номер вариантаСуммарная длина ВЛ, км 1340 2328 3406 4338 5408 6348 7308 8290 9306 10334 11293 12305 Таблица 1 Суммарная длина воздушных линий Проанализировав данные из табл.
1, делаем вывод, что наиболее оптимальными для дальнейшего расчета являются радиальная схема №2 и схема с кольцевым участком №2.
В обеих схемах узловой подстанцией является подстанция №1, на которой присутствует нагрузка и на 10 кВ и на 110 кВ.
Радиальная схема Схема с кольцевым участком 2.
Выбор номинальных напряжений ВЛ Номинальные напряжения ВЛ электрической сети выбираются по технико-экономическим соображениям в зависимости от протяженности ВЛ и величин активных мощностей, которые будут по ним передаваться в режиме максимальных нагрузок.
Ориентировочно оптимальное номинальное напряжение ВЛ может быть определено по эмпирической формуле Илларионова: где L - длина линии, км;
P - передаваемая активная мощность, МBт;
n - количество цепей ВЛ.
Полученное по данной формуле напряжение округляют до стандартного значения.
Обычно, напряжение питающих сетей принимают 110 кВ и выше.
Если величина напряжения по формуле получилась 115 кВ, то можно принять напряжение ВЛ 110 кВ, если напряжение получилось выше 115 кВ, то напряжение ВЛ следует принять 220 кВ.
1000 Uном=,кВ 5002500+PLn Выбор номинальных напряжений ВЛ для радиальной схемы.
Напряжение ВЛ ПС3 – ПС4:- длина линии составляет 36 км;- по линии протекает мощность ПС4 = 23 МВт;- линия имеет две цепи.
Подставляем эти данные в формулу Илларионова и получаем: , кВ Принимаем для ВЛ ПС3 – ПС4 напряжение 110 кВ.
Напряжение ВЛ ПС1 – ПС3:- длина линии составляет 41 км;- по линии протекает мощность ПС4 и ПС3 = 23 + 36 = 59 МВт;- линия имеет две цепи.
1000 Uном3-4==65,8 5002500+23362 1000 Uном1-3==101,5 5002500+59412 1000 Uном1-2==54,9 5002500+16322 Подставляем эти данные в формулу Илларионова и получаем: , кВ Принимаем для ВЛ ПС1 – ПС3 напряжение 110 кВ.
Напряжение ВЛ ПС1 – ПС2:- длина линии составляет 32 км;- по линии протекает мощность ПС2 = 16 МВт;- линия имеет две цепи.
Подставляем эти данные в формулу Илларионова и получаем: , кВ Принимаем для ВЛ ПС1 – ПС2 напряжение 110 кВ.
Напряжение ВЛ ПСА – ПС1:- длина линии составляет 55 км;- по линии протекает мощность ПС1, ПС2, ПС3 и ПС4 = 47 + 27 + 16 + 36 + 23 = 149 МВт;- линия имеет две цепи.
Подставляем эти данные в формулу Илларионова и получаем: , кВ Принимаем для ВЛ ПСА – ПС1 напряжение 220 кВ.
1000 UномА-1==153,1 5002500+149552 Выбор номинальных напряжений ВЛ для схемы с кольцевым участком.
При выборе напряжений ВЛ в схеме с кольцевым участком, напряжение ВЛ, входящих в кольцо, должно быть одним и тем же.
Для упрощения расчетов кольцевого участка примем, что мощность, протекающая по ВЛ ПС2 – ПС3 и ПС2 – ПС4 составляет половину от суммы мощностей ПС3 и ПС4 Напряжение ВЛ ПС2 – ПС3:- длина линии составляет 36 км;- по линии протекает мощность Рср = (23 + 36) / 2 = 29,5 МВт;- линия имеет одну цепь.
Подставляем эти данные в формулу Илларионова и получаем: , кВ Принимаем для ВЛ ПС2 – ПС3 напряжение 110 кВ.
1000 Uном2-3==100,7 5002500+ 3629.5 Напряжение ВЛ ПС2 – ПС4:- длина линии составляет 43 км;- по линии протекает мощность Рср = 29,5 МВт;- линия имеет одну цепь.
Подставляем эти данные в формулу Илларионова и получаем: , кВ Принимаем для ВЛ ПС2 – ПС4 напряжение 110 кВ.
Напряжение ВЛ ПС3 – ПС4:- длина линии составляет 36 км;- по линии протекает мощность ПС3 = 36 МВт (принимаем max из двух);- линия имеет одну цепь.
Подставляем эти данные в формулу Илларионова и получаем: , кВ Принимаем для ВЛ ПС2 – ПС4 напряжение 110 кВ.
1000 Uном2-4==101,8 5002500+ 4329.5 1000 Uном3-4==109,7 5002500+ 3636 Напряжение ВЛ ПС1 – ПС2:- длина линии составляет 32 км;- по линии протекает мощность ПС2, ПС3 и ПС4 = 16 + 36 + 23 = 75 МВт;- линия имеет две цепи.
Подставляем эти данные в формулу Илларионова и получаем: , кВ Принимаем для ВЛ ПС1 – ПС2 напряжение 110 кВ.
Напряжение ВЛ ПСА – ПС1:- длина линии составляет 55 км;- по линии протекает мощность ПС1, ПС2, ПС3 и ПС4 = 47 + 27 + 16 + 36 + 23 = 149 МВт;- линия имеет две цепи.
Подставляем эти данные в формулу Илларионова и получаем: , кВ Принимаем для ВЛ ПСА – ПС1 напряжение 220 кВ.
1000 Uном1-2==110,3 5002500+75322 1000 UномА-1==153,1 5002500+149552 3.
Выбор типа, числа и номинальной мощности трансформаторов Так как на проектируемых ПС присутствует нагрузка 1 категории по надежности электроснабжения, то необходимо устанавливать по два трансформатора на ПС.
Исходя из этого, мощность одного трансформатора на ПС определяется по формуле: где Sном.т – номинальная мощность трансформатора;
Sнагр.макс – максимальная нагрузка, питаемая от данной ПС Максимальная нагрузка находится: ном.тнагр.макс S0,7S≥22 нагр.макснагр.макснагр.макс S=P+Q Выбранный трансформатор должен соответствовать условию: где К2 таб.
– максимально допустимый коэффициент перегрузки трансформатора, определяемый по ГОСТ 14209 - 85;
К2 расч.
– расчетное значение коэффициента перегрузки трансформатора.К2 таб.
зависит от:- зимней эквивалентной температуры охлаждающей среды- величины нагрузки подстанции, предшествующая максимальной нагрузке (коэффициента загрузки трансформатора до аварии К1)- продолжительности максимума зимнего суточного графика 2таб.2расч.KК≥ Коэффициент загрузки в период, предшествующий аварии определяется: Расчетный послеаварийный коэффициент загрузки трансформатора определяется: Далее полученное значение сравниваем со значением, приведенном в ГОСТ 14209 - 85 нагр.макс 1расч.
ном.тSαK=2S× нагр.макс 2расч.
ном.тSK=S Выбор трансформаторов на ПС 1: ПС является узловой в обоих вариантах и имеет три класса напряжения: 220 кВ, 110 кВ и 10 кВ.
Следовательно, к установке подходят трехобмоточные трансформаторы и автотрансформаторы 220/110/10.
Мощность трансформатора: Через трансформатор на ПС протекают мощности ПС1, ПС2, ПС3 и ПС4 Выбираем 2 трансформатора типа АТДЦТН-125000/220/110 ном.т1нагр.макс1 S0,7S≥ 101101011022 нагр.макс1ПС1ПС1ПС2ПС3ПС4ПС1ПС1ПС2ПС3ПС4 S=(P+P+P+Р+Р)+(Q+Q+Q+Q+Q)22 нагр.макс1 S=(27+47+16+36+23)+(27×0,41+47×0,43+16×0,44+36×0,4+23×0,42)=173,87iii Q=Ptgφ× ном.т1 S0,7173,87121,71 ≥×= Производим проверку выбранных трансформаторов:- определяем коэффициент загрузки в период, предшествующий аварии:- находим табличное значение K2 таб.
Температура охлаждения δохл = - 12 С (по заданию).
Для⁰ данной температуры по методическим указаниям №128 «Выбор силовых трансформаторов подстанций энергосистем и промышленных предприятий с учетом допустимых нагрузок» находим в приложении 2 таблицу с близким значением охлаждающей температуры.
В данном случае выбираем таблицу с температу- рой -10 С.
Далее находим в⁰ таблице значение продолжительности максимума зимнего суточного графика h (по заданию 8 часов) и значение К1 близкое к рассчитанному выше К1 расч.
По этим параметрам выбираем в данной таблице К2 таб.
При этом учесть систему охлаждения трансформатора (в данном случае ДЦ).
1расч.
173,871 K0,696 2125×==× h, ч М и Д ДЦ и ЦK2 при значениях K1 = 0,25-1,0K2 при значениях K1 = 0,25-1,00,25 0,40,50,60,70,80,91,00,250,40,50,60,7 0,80,91,00,51,02,04,06,08,012,024,02,01,81,71,61,52,01,81,71,61,52,01,81,71,61,52,01,81,61,52,01,81,61,52,01,71,61,52,01,91,71,61,52,01,91,71,61,51,91,81,71,61,51,91,81,71,61,51,91,81,71,51,91,81,61,51,91,81,61,51,81,71,61,51,81,71,61,51,81,71,61,5θ ОХЛ = -10ºС Таблица П.2.2.
Получаем значение К2 таб = 1,5 Далее делаем поправку на температуру, так как температура охлаждения составляет -12 С, а таблица для температуры -10 С.
⁰⁰ Для этого берем таблицу для температуры -20 С (Таблица П2.1.)⁰ и находим аналогично значение К2 таб.
Оно составит 1,6.
Разница между температурами составляет 10 С, а разница между⁰ значениями К2 таб составляет 0,1.
Таким образом на 1 С⁰ приходится 0,01 и для температуры -12 С значение К⁰2 таб составляет 1,52.
Находим послеаварийный коэффициент загрузки трансформатора: И сравниваем полученное значение с табличный, определенным выше: Условие выполняется, трансформатор проверку прошел.
Окончательно принимаем к установке на ПС1 автотрансформатор типа: АТДЦТН-125000/220/110 2расч.
173,87 K1,39125== 2расч.2таб.
K1,39K1,52=<= Выбор трансформаторов на ПС 2: ПС является тупиковой в радиальной схеме и узловой в схеме с кольцевым участком.
ПС имеет два класса напряжения: 110 кВ и 10 кВ.
Следовательно, к установке подходят двухобмоточные трансформаторы 110/10.
Мощность трансформатора: Через трансформатор на ПС протекает мощность ПС2 Выбираем 2 трансформатора типа ТДН-16000/110 ном.т2нагр.макс2 S0,7S≥22 нагр.макс2ПС2ПС2 S=(P)+(Q)22 нагр.макс2 S(16)(160,44)17,48 МВА =+×=×222 Q=P×tgφ ном.т2 S0,717,4812,24 МВА ≥×=× Производим проверку выбранных трансформаторов:- определяем коэффициент загрузки в период, предшествующий аварии:- находим табличное значение K2 таб.
Температура охлаждения δохл = - 12 С (по заданию).
Для⁰ данной температуры по методическим указаниям №128 «Выбор силовых трансформаторов подстанций энергосистем и промышленных предприятий с учетом допустимых нагрузок» находим в приложении 2 таблицу с близким значением охлаждающей температуры.
В данном случае выбираем таблицу с температу- рой -10 С.
Далее находим в⁰ таблице значение продолжительности максимума зимнего суточного графика h (по заданию 8 часов) и значение К1 близкое к рассчитанному выше К1 расч.
По этим параметрам выбираем в данной таблице К2 таб.
При этом учесть систему охлаждения трансформатора (в данном случае Д).
1расч.
17,48×1 K==0,55 2×16 h, ч М иД ДЦ и ЦK2 при значениях K1 = 0,25-1,0K2 при значениях K1 = 0,25-1,00,25 0,40,50,6 0,70,80,91,00,250,40,50,60,70,80,91,00,51,02,04,06,08,012,024,02,01,81,71,61,52,01,81,71,61,52,01,81,71,61,52,01,81,61,52,01,81,61,52,01,71,61,52,01,91,71,61,52,01,91,71,61,51,91,81,71,61,51,91,81,71,61,51,91,81,71,51,91,81,61,51,91,81,61,51,81,71,61,51,81,71,61,51,81,71,61,5θ ОХЛ = -10ºС Таблица П.2.2.ё Получаем значение К2 таб = 1,6 Далее делаем поправку на температуру, так как температура охлаждения составляет -12 С, а таблица для температуры -10 С.
⁰⁰ Для этого берем таблицу для температуры -20 С (Таблица П2.1.)⁰ и находим аналогично значение К2 таб.
Оно составит 1,7.
Разница между температурами составляет 10 С, а разница между⁰ значениями К2 таб составляет 0,1.
Таким образом на 1 С⁰ приходится 0,01 и для температуры -12 С значение К⁰2 таб составляет 1,62.
Находим послеаварийный коэффициент загрузки трансформатора: И сравниваем полученное значение с табличный, определенным выше: Условие выполняется, трансформатор проверку прошел.
Окончательно принимаем к установке на ПС2 трансформатор типа ТДН-16000/110 2расч.
17,48 K = = 1,0916 2расч.2таб.
K = 1,09 < K = 1,62 Аналогично производится выбор и проверка трансформаторов на других ПС.
На ПС3 принимаются к установке двухобмоточный трансформатор типа: ТРДН-40000/110 На ПС4 принимаются к установке двухобмоточный трансформатор типа: ТРДН-25000/110 Далее создается сводная таблица, в которую заносятся параметры выбранных трансформаторов.
Параметры трансформаторов можно найти в справочниках по электрооборудованию, либо в каталогах заводов-изготовителей.
Таблица 2 Параметры трансформаторов Подстанция Кол-во трансфор- маторов на подстанции Тип трансфор- матора Номинальное напряжение обмоток, кВ ΔPхх, ΔQхх, Rт, омXт, ом№ Мощность трансфор- маторов, МВ∙А кВткварВНСНННВНСННН ВСН 11252 АТДЦТН- 125000/ 220/110 23012111656250,550,483,259,2 0131 2162 ТДН- 16000/110 115─11191124,38 ──86,7 ── 3402 ТРДН- 40000/110 115─10,5 362601,4──34,7 ── 4252 ТРДН- 25000/110 115─10,5 271752,54 ──55,9 ── 4.
Расчет установившегося режима работы радиальной сети Целью расчета установившегося режима является выбор и проверка элементов схемы, а так же определение мощности SA, поступающей в проектируемую сеть с шин ПСА.
Составим принципиальную схему радиальной сети:10SH101220SA 2 õ ÀÒÄÖÒÍ - 125000/220/110 ÏÑ111010SH2S H1101110SH4 2 õ ÒÄÍ - 16000/110 ÏÑ2 2 õ ÒPÄÍ - 25000/110 ÏÑ411010SH310 2 õ ÒPÄÍ - 40000/110 ÏÑ3 Составим схему замещения для радиальной сети: Rë12+j Xë12 -jdQc2 -jdQc2SA Râí2+j Xâí2 2(dPxx+jdQxx) Së1' Së1''Sâ'Sâ'' Rñí2+j Xñí2 Ríí2+j Xíí2 Síí' Síí'' Sñí' Sñí''SH101S H1101 Rë22+j Xë22 Rò22+j Xò22 Së2' Së2''Sò2'Sò2''SH2 Rë32+j Xë32 -jdQc2 Së3" Së3'SH3 Rò32+j Xò32Sò3'Sò3'' 2(dPxx+jdQxx) Rë42+j Xë42 Së4" Së4'SH4 Rò42+j Xò42Sò4'Sò4'' 2(dPxx+jdQxx)2 -jdQc2 Расчет ведется по параметрам конца и начинается с самой удаленной точки, продвигаясь постепенно к источнику питания.
Самой удаленной является ПС4: Sт4” = Sн4 Sт4’ = Sт4” + ∆Sт4 Далее находится мощность, поступающую из линии ПС3 – ПС4: Sт4 = Sт4’ + 2∆Sт4хх 222222 Pт4"+Qт4"Rт4Pт4"+Qт4"Xт4 ΔSт4=+j Uн2Uн2 ×× Активные потери в трансформаторах на ПС4: где Рт 4” – активная мощность, равная максимальной активной мощности нагрузки;Qт 4” – реактивная мощность, равная максимальной реактивной мощности нагрузки;Rт 4 – активное сопротивление трансформатора;
Uнт – номинальное напряжение трансформатора, к которому приводятся его параметры Рт 4” = Рн4 = 23 мВт (из задания, см.
слайд 2)Qт 4” = Qн4 = Pн4∙tgφ4 = 23∙0,42 = 9,66 (из задания, см.
слайд2)Rт 4 = 2,54 Ом (из табл.
2, см.
слайд 31) Uнт = 115 кВ (из табл.
2, см.
слайд 31)222 Pт4"+Qт4"Rт4 ΔРт4 = Uн2×222 23+9,662,54 ΔРт4 = = 0,05976 МВт 1102× Реактивные потери в трансформаторах на ПС4: где Рт 4” – активная мощность, равная максимальной активной мощности нагрузки;Qт 4” – реактивная мощность, равная максимальной реактивной мощности нагрузки;
Хт 4 – индуктивное сопротивление трансформатора;
Uнт – номинальное напряжение трансформатора, к которому приводятся его параметры Рт 4” = Рн4 = 23 мВт (из задания, см.
слайд 2)Qт 4” = Qн4 = Pн4∙tgφ4 = 23∙0,42 = 9,66 (из задания, см.
слайд2) Хт 4 = 55,9 Ом (из табл.
2, см.
слайд 31) Uнт = 115 кВ (из табл.
2, см.
слайд 31)222 Pт4"+Qт4"Xт4 ΔQт4 = Uн2×222 23+9,6655,9 ΔQт4 = = 1,3152 Мвар 1102× Мощность в начале трансформатора: Sт4’ = 23 + j9,66 + 0,05976 + j1,3152 = = 23,060 + j10,975 кВ∙А Мощность, поступающая из линии ПС3 – ПС4: Sт4 = 23,060 + j10,975 + 2∙0,027 + j2∙0,175 = = 23,114 + j11,325 кВ∙А Далее находится сечение ВЛ ПС3 – ПС4.
К установке принимаются провода марки АС Сечение двухцепной линии определяется как максимальное из 4 рассчитанных сечений: 1.Экономическое сечение.
2.Минимальное сечение в послеаварийном режиме.
3.Минимальное сечение по «короне».
4.Минимальное сечение по условию механической прочности.
Экономическое сечение ВЛ ПС3 – ПС4: где Ip – расчетный ток в час максимума энергосистемы, протекающий по линии ВЛ ПС3 – ПС4;
jэк – нормированное значение экономической плотности тока, выбираемое по табл.
1.3.36, приведенной в главе 1.3 ПУЭ.
Iр3-4 Fэк3-4 = jэк jэк зависит от Тма и от проводника, используемого для передачи электроэнергии на рассматриваемом участке.
ВЛ ПС3 – ПС4 питает только ПС4, поэтому Тма = 4500 ч (из задания, см.
слайд 2).
В качестве проводника принимаем неизолированные алюминиевые провода.
Исходя из этого по табл.
1.3.36 (глава 1.3, ПУЭ) определяем jэк: Принимаем jэк = 1,1 Далее определяется расчетный ток линии: И находится экономическое сечение: Далее полученное экономическое сечение округляется до ближайшего стандартного.
Стандартный ряд сечений можно найти в ПУЭ.
Рядом с рассчитанным сечениям находятся 50 мм² и 70 мм².
Ближайшее к экономическому получается 70 мм².
Таким образом: Sт41000 Ip3-4 = 23Uнл3-4× ××22 100023,114+11,325 Ip3-4 = = 67,55 А 23110× ××2 67,55 Fэк3-4 = = 61,41 мм1,12 Fст = 70 мм Далее определяется ток в линии в послеаварийном режиме.
Для двухцепной линии послеаварийным является режим, когда одна цепь ВЛ выходит из строя.
Следовательно, послеаварийный ток будет в два раза выше максимального расчетного: Затем находится сечение, допустимый ток которого больше рассчитанного послеаварийного.
Допустимые токи на неизолированные алюминиевые провода приведены в табл.
1.3.29, глава 1.3 ПУЭ.
По таблице находим ближайший больший допустимый ток для проводов типа АС, который выше рассчитанного выше послеаварийного тока и выбираем для этого тока сечение.
Iпа/в3-4 = 2Iр3-4× Iпа/в3-4 = 267,55 = 135,1 А× Ближайший больший допустимый ток по таблице составляет 142 А и соответствует сечению 25 мм².
Соответственно минимальное сечение по послеаварийному току составляет 25 мм².
Минимальное сечение по условию отсутствия потерь на «корону» зависит от класса напряжения рассчитываемой ВЛ и составляет:- 70 мм² для напряжения 110 кВ;- 240 мм² для напряжения 220 кВ.
Минимальное сечение по условию механической прочности определяется по табл.
2.5.5 главы 2.5 ПУЭ и для двухцепных линий зависит он напряжения и материала, из которого изготовлен проводник.
Согласно табл.
2.5.5 главы 2.5 ПУЭ минимальное сечение по условию механической прочности для рассматриваемой ВЛ составляет 120 мм².
После определения всех минимально допустимых сечений выбирается наибольшее из них: 1.Fэк = 70 мм² 2.Fпа/в = 25 мм² 3.Fк = 70 мм² 4.Fмп = 120 мм² Наибольшее из рассчитанных сечений составляет 120 мм².
Окончательно для ВЛ ПС3 – ПС4 принимаются неизолированные сталеалюминевые провода марки АС сечение 120 мм² АС – 120/19 В справочниках по электрооборудованию, либо в каталогах заводов-изготовителей находятся параметры выбранного провода: r = 0,249˳ Ом/км x = 0,427˳ Ом/км b = 0,0˳ 0000266 См/км Определяются параметры рассчитываемой ВЛ: - активное сопротивление: Rл3-4 = r∙L˳ л3-4 - индуктивное сопротивление: Xл3-4 = x∙L˳ л3-4 - зарядная емкость: Qcл3-4 = b∙L˳ л3-4∙Uн² Длина линии ВЛ ПС3 – ПС4 Lл3-4 = 36 км (находим по заданию, измеряя расстояние между центрами ПС3 и ПС4 и умножая на масштаб.
Умножать на 2 не надо, то что линия двухцепная учитывается при дальнейших расчетах).
Параметры ВЛ ПС3 – ПС4: - активное сопротивление: Rл3-4 = 0,249∙36 = 8,964 Ом - индуктивное сопротивление: Xл3-4 = 0,427∙36 = 15,372 Ом - зарядная емкость: Qcл3-4 = 0,00000266∙36∙110² = 1,159 Мвар Далее определяется мощность в конце линии: Sл4” = Sт4 – jQс Sл4” = 23,114 + j11,325 – j1,159 = = 23,114 + j10,116 МВ∙А Мощность в начале линии: Sл4’ = Sл4” + ∆Sл4 222222 Pл4"+Qл4"Rл4Pл4"+Qл4"Xл4 ΔSл4 = +j Uн2Uн2 ××222 23,114+10,1168,964 ΔРл4 = = 0,236 МВт 1102× Sл4’ = 23,114 + j10,116 + 0,236 + j0,404 = = 23,350 + j10,520 МВ∙А Мощность, поступающая в линию ВЛ ПС3 – ПС4 с шин ПС3: Sл4 = Sл4’ – jQcл4 Sл4 = 23,35 + j10,52 – j1,159 = = 23,35 + j9,361 МВ∙А222 23,114+10,11615,372 ΔQл4 = = 0,404 Мвар 1102× Далее рассчитывается поток мощности проходящий по ПС3: Sт3” = 36 + j36∙0,4 = 36 + j14,4 МВ∙А Потери в трансформаторе: Мощность в начале трансформатора: Sт3’ = 36 + j14,4 + 0,07957 + j1,9723 = = 36,08 + j16,37 МВ∙А222 36+14,41,4 ΔРт3 = = 0,07957 МВт 1102×222 36+14,434,7 ΔQт3 = = 1,9723 Мвар 1102× Мощность поступающая в трансформатор с шин ПС3: Sт3 = Sт3’ + 2∆Sт3хх Sт3 = 36,08 + j16,37 + 2∙0,036 + j2∙0,26 = = 36,152 + j16,89 МВ∙А Мощность поступающая из линии ВЛ ПС1 – ПС3: S3 = Sт3 + Sл4 S3 = 36,152 + j16,89 + 23,35 + j9,361 = = 59,502 + j26,251 МВ∙А Далее находится сечение ВЛ ПС1 – ПС3.
К установке принимаются провода марки АС S31000 Ip1-3 = 23Uнл1-3× ××22 100059,502+26,251 Ip1-3 = = 170,68 А 23110× ××2 170,68 Fэк1-3 = = 155,16 мм1,12 Fст = 150 мм Iпа/в1-3 = 2Iр1-3× Iпа/в1-3 = 2170,68 = 341,36 А×2 Fпа/в = 120 мм 1.Fэк = 150 мм² 2.Fпа/в = 120 мм² 3.Fк = 70 мм² 4.Fмп = 120 мм² Наибольшее из рассчитанных сечений составляет 150 мм².
Окончательно для ВЛ ПС1 – ПС3 принимаются неизолированные сталеалюминевые провода марки АС сечение 150 мм² АС – 150/24 В справочниках по электрооборудованию, либо в каталогах заводов-изготовителей находятся параметры выбранного провода: r = 0,198˳ Ом/км x = 0,42˳ Ом/км b = 0,0˳ 000027 См/км Параметры ВЛ ПС1 – ПС3: - длина ВЛ ПС1 – ПС3: Lл1-3 = 41 км - активное сопротивление: Rл1-3 = 0,198∙41 = 8,118 Ом - индуктивное сопротивление: Xл1-3 = 0,42∙41 = 17,22 Ом - зарядная емкость: Qcл1-3 = 0,0000027∙41∙110² = 1,34 Мвар Мощность в конце линии ВЛ ПС1 – ПС3: Sл3” = S3 - jQc Sл3” = 59,502 + j26,251 – j1,34 = = 59,502 + j24,911 МВ∙А Мощность в начале линии: Sл3’ = Sл3” + ∆Sл3 222222 Pл3"+Qл3"Rл3Pл3"+Qл3"Xл3 ΔSл3 = +j Uн2Uн2 ××222 59,502+24,91117,22 ΔQл3 = = 2,961 Мвар 1102× Sл3’ = 59,502 + j24,911 + 1,396 + j2,961 = = 60,898 + j27,872 МВ∙А Мощность, поступающая в линию ВЛ ПС1 – ПС3 с шин ПС1: Sл3 = Sл3’ – jQcл3 Sл3 = 60,898 + j27,872 – j1,34 = = 60,898 + j26,532 МВ∙А222 59,502+24,9118,118 ΔРл3 = = 1,396 МВт 1102× Далее рассчитывается поток мощности проходящий по ПС2: Sт2” = 16 + j16∙0,44 = 16 + j7,04 Потери в трансформаторе: Мощность в начале трансформатора: Sт2’ = 16 + j7,04 + 0,0506 + j1,0016 = = 16,0506 + j8,0416222 16+7,044,38 ΔРт2 = = 0,0506 1152×222 16+7,0486,7 ΔQт2 = = 1,0016 1152× Мощность поступающая в трансформатор с шин ПС2: Sт2 = Sт2’ + 2∆Sт2хх Sт2 = 16,0506 + j8,0416 + 2∙0,019 + j2∙0,112 = = 16,0886 + j8,2656 МВ∙А Далее находится сечение ВЛ ПС1 – ПС3.
К установке принимаются провода марки АС Sт21000 Ip1-2 = 23Uнл1-2× ××22 100016,0886+8,2656 Ip1-2 = = 47,47 А 23110× ×× Iпа/в1-2 = 247,47 = 94,94 А× Iпа/в1-2 = 2Iр1-2×2 47,47 Fэк1-2 = = 43,16 мм1,12 Fст = 50 мм2 Fпа/в = 16 мм 1.Fэк = 50 мм² 2.Fпа/в = 16 мм² 3.Fк = 70 мм² 4.Fмп = 120 мм² Наибольшее из рассчитанных сечений составляет 120 мм².
Окончательно для ВЛ ПС1 – ПС2 принимаются неизолированные сталеалюминевые провода марки АС сечение 120 мм² АС – 120/19 В справочниках по электрооборудованию, либо в каталогах заводов-изготовителей находятся параметры выбранного провода: r = 0,249˳ Ом/км x = 0,427˳ Ом/км b = 0,0˳ 0000266 См/км Определяются параметры рассчитываемой ВЛ: Lл1-2 = 32 км - активное сопротивление: Rл1-2 = 0,249∙32 = 7,968 Ом - индуктивное сопротивление: Xл1-2 = 0,427∙32 = 13,664 Ом - зарядная емкость: Qcл1-2 = 0,00000266∙32∙110² = 1,03 Мвар Далее определяется мощность в конце линии: Sл2” = Sт2 – jQс Sл2” = 16,0886 + j8,2656 – j1,03 = = 16,0886 + j7,2356 МВ∙А Мощность в начале линии: Sл2’ = Sл2” + ∆Sл2 222222 Pл2"+Qл2"Rл2Pл2"+Qл2"Xл2 ΔSл2 = +j Uн2Uн2 ××222 16,0886+7,23567,968 ΔРл2 = = 0,103 МВт 1102× Sл2’ = 16,0886 + j7,2356 + 0,103 + j0,1757= = 16,1916 + j7,4113 МВ∙А Мощность, поступающая в линию ВЛ ПС1 – ПС2 с шин ПС1: Sл2 = Sл2’ – jQcл2 Sл2 = 16,1916 + j7,4113 – j1,03 = = 16,192 + j6,381 МВ∙А222 16,0886+7,235613,664 ΔQл2 = = 0,1757 Мвар 1102× Далее определяется мощность на шинах среднего напряжения автотрансформатора: Sт1сн” = Sл2 + Sл3 + Sн110 Sт1сн” = 60,898 + j26,532 + 16,192 + j6,381 + + 47 + j47∙0,43 = 124,09 + j53,123 МВ∙А Мощность, поступающая в обмотку 110 кВ автотрансформатора: Sт1сн’ = Sт1сн” + ∆Sт1сн Потери в средней обмотке автотрансформатора:222 124,09+53,1230,48 ΔРт1сн = = 0,0827 МВт 2202×222 124,09+53,1230 ΔQт1сн = = 0 Мвар 2202× Sт1сн’ = 124,09 + j53,123 + 0,0827 + j0 = = 124,1727 + j53,123 МВ∙А Поток мощности в обмотке низшего напряжения: Sт1нн” = 27 + j27∙0,41 = 27 + j11,07 МВ∙А Sт1нн’ = Sт1нн” + ∆Sт1нн Потери в обмотке низшего напряжения автотрансформатора:222 27+11,073,2 ΔРт1нн = = 0,0258 МВт 2202×222 27+11,07131 ΔQт1нн = = 1,0544 Мвар 2302× Sт1нн’ = 27 + j11,07 + 0,0258 + j1,0544 = = 27,0258 + j12,1244 МВ∙А Поток мощности в обмотке высшего напряжения автотрансформатора: Sт1вн” = Sт1нн’ + Sт1cн’ Sт1вн” = 27,0258 + j12,1244 + 124,1727 + + j53,123 = 151,1985 + j65,2474 МВ∙А Sт1вн’ = Sт1вн” + ∆Sт1вн Потери в обмотке высшего напряжения автотрансформатора: Sт1вн’ = 151,1985 + j65,2474 + 0,141 + + j15,1739 = 151,3395 + j80,4213 МВ∙А Мощность, поступающая из линии: Sт1 = Sт1вн’ + 2∆Sт1хх Sт1 = 151,3395 + j80,4213 + 2∙0,065 + 2∙0,625 = = 151,4695 + j81,6713 МВ∙А222 151,1985+65,24740,55 ΔРт1вн = = 0,141 МВт 2302×222 151,1985+65,247459,2 ΔQт1вн = = 15,1739 Мвар 2302× Далее находится сечение ВЛ ПСА – ПС1.
К установке принимаются провода марки АС Sт11000 IpА-1 = 23UнлА-1× ××22 1000151,4659+81,6713 IpА-1 = = 225,81 А 23220× ××2 225,81 Fэк1-3 = = 205,28 мм1,12 Fст = 185 мм Iпа/вА-1 = 2IрА-1× Iпа/вА-1 = 2225,81 = 451,62 А×2 Fпа/в = 185 мм 1.Fэк = 185 мм² 2.Fпа/в = 185 мм² 3.Fк = 240 мм² 4.Fмп = 120 мм² Наибольшее из рассчитанных сечений составляет 240 мм².
Окончательно для ВЛ ПСА – ПС1 принимаются неизолированные сталеалюминевые провода марки АС сечение 240 мм² АС – 240/32 В справочниках по электрооборудованию, либо в каталогах заводов-изготовителей находятся параметры выбранного провода: r = 0,˳ 121 Ом/км x = 0,4˳ 35 Ом/км b = 0,0˳ 000026 См/км Определяются параметры рассчитываемой ВЛ: LлА-1 = 55 км - активное сопротивление: RлА-1 = 0,121∙55 = 6,655 Ом - индуктивное сопротивление: XлА-1 = 0,435∙55 = 23,925 Ом - зарядная емкость: QcлА-1 = 0,0000026∙55∙220² = 6,9212 Мвар Далее определяется мощность в конце линии: Sл1” = Sт1 – jQс Sл1” = 151,4695 + j81,6713 – j6,9212 = = 151,4695 + j74,7501 МВ∙А Мощность в начале линии: Sл1’ = Sл1” + ∆Sл1 222222 Pл1"+Qл1"Rл1Pл1"+Qл1"Xл1 ΔSл1=+j Uн2Uн2 ××222 151,4695+74,75016,655 ΔРл1==1,9615 МВт 2202×222 151,4695+74,750123,925 ΔQл1==7,0516 Мвар 2202× Sл1’ = 151,4695 + j74,7501 + 1,9615 + j7,0516 = = 153,431 + j81,8017 МВ∙А Мощность, поступающая в линию ВЛ ПСА – ПС1 с шин ПСА: SА = Sл1’ – jQcл1 SА = 153,431 + j81,8017 – j6,9212 = 153,49 + j74,88 МВ∙А Далее составляется баланс мощности для рассчитанной сети: SА = Sн1 + Sн2 + Sн3 + Sн4 + ∆Sт1 + 2∆Sт1хх + + ∆Sт2 + 2∆Sт2хх + ∆Sт3 + 2∆Sт3хх + ∆Sт4 + + 2∆Sт4хх + ∆Sл1 + ∆Sл2 + ∆Sл3 + ∆Sл4– – j2∙Qcл1 – j2∙Qcл2 – j2∙Qcл3 – j2∙Qcл4 SА = 47 + j47∙0,43 + 27 + j27∙0,41 + 16 + + j16∙0,44 + 36 + j36∙0,4 + 23 + j23∙0,42+ + 0,141 + j15,1739 + 0,0258 + j1,0544 + 0,0827+ + 2∙0,065 + j2∙0,625 + 0,0506 + j1,0016 + + 2∙0,019 + j2∙0,112 + 0,0796 + j1,9723 + + 2∙0,036 + j2∙0,26 + 0,05976 + j1,3152 + + 2∙0,027 + j2∙0,175 + 1,9615 + j7,0516 + 0,103 + + j0,1757 + 1,396 + j2,961 + 0,236 + j0,404– – j2∙6,9212 – j2∙1,03 – j2∙1,34 – j2∙1,159= = 153,43 + 74,93 МВ∙А В приведенном выше выражении принято следующее цветовое обозначение:- синим цветом обозначены нагрузки подстанций;- зеленым цветом обозначены потери в автотрансформаторе;- красным цветом обозначены потери в двухобмоточных трансформаторах- черным цветом обозначены потери в воздушных линиях- фиолетовым цветом обозначены зарядные мощности воздушных линий Баланс мощности выполняется с небольшой погрешностью, связанной с округлением при вычислениях: 153,49 + j74,88 ≈ 153,43 + 74,93 Далее параметры выбранных проводов сводим в таблицу Марка провода Допустимый длительный ток, А Сечение, мм2r0, Ом/км, при 20°СХ0, Ом/кмb0 , 10-4 См/км алюминия cтали АС 120/19 АС 150/24 АС 240/39390450610 118,0 149,0 18,8 24,2 0,249 0,198 0,121 0,427 0,420 0,435 0,0266 0,0270 0,0260 Сводим в таблицу результаты расчета параметров участков линий Участок Длина , км Марка провода R, ОмХ, Ом∆Qc, Мвар∆ Pл, МВт∆ Qл, Мвар А-11-21-33-455324136 АС 240/39 АС 120/19 АС 150/24 АС 120/19 6,655 7,968 8,118 8,964 23,925 13,664 17,220 15,372 6,912 1,030 1,340 1,159 1,962 0,103 1,396 0,236 7,052 0,176
Разделы пояснительной записки 1.1 Разработка и выбор оптимального варианта схемы электрической сети района нагрузок.
1.2.
Расчет установившихся режимов на ПЭВМ.
1.3.
Выбор средств регулирования напряжения и обеспечение баланса реактивной мощности.
1.4.
Механический расчет проводов воздушной линии электропередачи.
Выбор опоры и проверка ее габаритов.
1.5.
Определение технико-экономических показателей электрической сети.
2.
Графическая часть проекта.
2.1.
Варианты сооружения сети.
2.2.
Схема электрической сети района нагрузок.
2.3.
Результаты расчетов установившихся режимов сети.
Объем - 1 лист формата А1.
3 Исходные данные.
3.1.
План расположения источников питания нагрузок района Масштаб__1 _см - 10 км_ 3.2.
Данные о нагрузках района 3.3.
Данные об источниках питания.
3.3.1.
Электроснабжение района нагрузок планируется осуществитъ с шин 110 или 220 кВ действующей подстанции А энергосистемы.
3.3.2.
Уровни напряжения на шинах ПС А: - в режиме максимальных нагрузок __1,05 __ Uном;
- в режиме минимальных нагрузок __1,01 __Uном.
3.3.3.
Коэффициент реактивной мощности tg() на шинах ПС А в режимах: - максимальных нагрузок __0,35__ - минимальных нагрузок __0,31__ 3.4.
Дополнительные данные.
3.4.1.
Коэффициент участия нагрузок района в максимуме энергосистемы Км =__1__ 3.4.2.
Продолжительность максимума зимнего суточного графика h = __8 __ ч.
3.4.3.
Величина нагрузки подстанции, предшествующая максимальной нагрузке α = 1 3.4.4.
Расчетный срок проекта ТР = _5 _ лет 3.4.5.
Норма дисконта ЕН = _14_% 3.4.6.
Цена на электроэнергию ЦЭ = _2,2 _ руб/кВт ч 3.4.7.
Условия сооружения и работы сети: - район нагрузок принадлежит ОЭС____________Урал __________________________ - климатические районы: по гололёду ______________________II _______________________________________ по скоростному напору ветра _______II _______________________________________ - ВЛ для механического расчёта проводов _____________________________________ - тип опоры для проверочного расчета ее габаритов_________Промежуточная ______ - температурные условия в районе сооружения электрической сети: δнб = 25 С ;⁰ δН = -21 С;⁰ δЭ = -16 С;⁰ - зимняя эквивалентная температура охлаждающей среды δохл = - 12 С.⁰ Нагрузки при напряжении в режимахСостав нагрузки по категориям надежности Продолжит.
использова -ния максим.
нагрузки Номер под- стан- ции на плане 110 кВ10 кВ Максим.
Миним.
Максим.
Миним.Р, МВтtgϕР, МВтtgϕ Р, МВтtgϕ Тма, ч 1470,43260,36270,41150,35I - III4700 2 160,4490,35I - III5200 3 360,40170,35I - III4400 4 230,42120,35I - III4500 1.
Разработка и выбор вариантов конфигурации сети Для выбора наиболее оптимальной схемы электроснабжения района нагрузок необходимо составит все возможные конфигурации сети, отвечающие требованиям: 1.
Схема должна обеспечивать полный отпуск электроэнергии и необходимый уровень надежности электроснабжения;
2.
Должно быть обеспечено нормируемое качество электроэнергии у потребителей;
3.
Схема должна быть достаточно гибкой;
4.
Конфигурация и параметры сети должны обеспечивать возможность ее дальнейшего развития;
5.
В схемах не должно быть слабо загруженных протяженных участков, а также обратных перетоков мощности;
6.
Схема сети должна предусматривать применение типовых, унифицированных элементов ВЛ и ПС.
Рассматриваемы варианты должны быть равнонадежны между собой.
Рис.
1.
Вариант №1 радиальной схемы Рис.
2.
Вариант №2 радиальной схемы Рис.
3.
Вариант №3 радиальной схемы Рис.
4.
Вариант №4 радиальной схемы Рис.
5.
Вариант №5 радиальной схемы Рис.
6.
Вариант №6 радиальной схемы Рис.
7.
Вариант №1 схемы с кольцевым участком Рис.
8.
Вариант №2 схемы с кольцевым участком Рис.
9.
Вариант №3 схемы с кольцевым участком Рис.
10.
Вариант №4 схемы с кольцевым участком Рис.
11.
Вариант №5 схемы с кольцевым участком Рис.
12.
Вариант №6 схемы с кольцевым участком Рис.
13.
Схема, не отвечающая требованиям надежности В радиальной схеме линии не должны быть одноцепными Рис.
14.
Схема, имеющая обратный переток мощности В схеме присутствует обратный переток мощности, идущий от ПС3 к ПС2.
Рис.
15.
Схема с излишней надежностью В кольцевом участке схемы линии не должны быть двухцепными Из всех представленных выше вариантов необходимо выбрать одну радиальную схему и одну схему с кольцевым участком.
Выбор производится на основании метода дисконтированных затрат, однако, для упрощения расчетов, оптимальный вариант можно выбрать по наименьшей суммарной протяженности воздушных линий, наименьшего числа присоединений, простоты обслуживания и настройки автоматики.
В качестве узловой подстанции (если такая необходима в схеме) лучше принять ту подстанцию, на которой есть нагрузка и на 10 кВ и на 110 кВ.
Для определения суммарной длины воздушных линий необходимо:- при помощи линейки измерить расстояние между центрами подстанций на плане расположения нагрузок, приведенном в пункте 3.1 задания;- умножить полученную длину в сантиметрах на масштаб, приведенный в задании – политься длина ВЛ в километрах.
Для двухцепных ВЛ полученный результат удвоить;- сложить полученные результаты и получится суммарная длина воздушных линий рассматриваемого варианта;
Далее свести в таблицу результаты расчетов по всем вариантам и произвести анализ.
Номер вариантаСуммарная длина ВЛ, км 1340 2328 3406 4338 5408 6348 7308 8290 9306 10334 11293 12305 Таблица 1 Суммарная длина воздушных линий Проанализировав данные из табл.
1, делаем вывод, что наиболее оптимальными для дальнейшего расчета являются радиальная схема №2 и схема с кольцевым участком №2.
В обеих схемах узловой подстанцией является подстанция №1, на которой присутствует нагрузка и на 10 кВ и на 110 кВ.
Радиальная схема Схема с кольцевым участком 2.
Выбор номинальных напряжений ВЛ Номинальные напряжения ВЛ электрической сети выбираются по технико-экономическим соображениям в зависимости от протяженности ВЛ и величин активных мощностей, которые будут по ним передаваться в режиме максимальных нагрузок.
Ориентировочно оптимальное номинальное напряжение ВЛ может быть определено по эмпирической формуле Илларионова: где L - длина линии, км;
P - передаваемая активная мощность, МBт;
n - количество цепей ВЛ.
Полученное по данной формуле напряжение округляют до стандартного значения.
Обычно, напряжение питающих сетей принимают 110 кВ и выше.
Если величина напряжения по формуле получилась 115 кВ, то можно принять напряжение ВЛ 110 кВ, если напряжение получилось выше 115 кВ, то напряжение ВЛ следует принять 220 кВ.
1000 Uном=,кВ 5002500+PLn Выбор номинальных напряжений ВЛ для радиальной схемы.
Напряжение ВЛ ПС3 – ПС4:- длина линии составляет 36 км;- по линии протекает мощность ПС4 = 23 МВт;- линия имеет две цепи.
Подставляем эти данные в формулу Илларионова и получаем: , кВ Принимаем для ВЛ ПС3 – ПС4 напряжение 110 кВ.
Напряжение ВЛ ПС1 – ПС3:- длина линии составляет 41 км;- по линии протекает мощность ПС4 и ПС3 = 23 + 36 = 59 МВт;- линия имеет две цепи.
1000 Uном3-4==65,8 5002500+23362 1000 Uном1-3==101,5 5002500+59412 1000 Uном1-2==54,9 5002500+16322 Подставляем эти данные в формулу Илларионова и получаем: , кВ Принимаем для ВЛ ПС1 – ПС3 напряжение 110 кВ.
Напряжение ВЛ ПС1 – ПС2:- длина линии составляет 32 км;- по линии протекает мощность ПС2 = 16 МВт;- линия имеет две цепи.
Подставляем эти данные в формулу Илларионова и получаем: , кВ Принимаем для ВЛ ПС1 – ПС2 напряжение 110 кВ.
Напряжение ВЛ ПСА – ПС1:- длина линии составляет 55 км;- по линии протекает мощность ПС1, ПС2, ПС3 и ПС4 = 47 + 27 + 16 + 36 + 23 = 149 МВт;- линия имеет две цепи.
Подставляем эти данные в формулу Илларионова и получаем: , кВ Принимаем для ВЛ ПСА – ПС1 напряжение 220 кВ.
1000 UномА-1==153,1 5002500+149552 Выбор номинальных напряжений ВЛ для схемы с кольцевым участком.
При выборе напряжений ВЛ в схеме с кольцевым участком, напряжение ВЛ, входящих в кольцо, должно быть одним и тем же.
Для упрощения расчетов кольцевого участка примем, что мощность, протекающая по ВЛ ПС2 – ПС3 и ПС2 – ПС4 составляет половину от суммы мощностей ПС3 и ПС4 Напряжение ВЛ ПС2 – ПС3:- длина линии составляет 36 км;- по линии протекает мощность Рср = (23 + 36) / 2 = 29,5 МВт;- линия имеет одну цепь.
Подставляем эти данные в формулу Илларионова и получаем: , кВ Принимаем для ВЛ ПС2 – ПС3 напряжение 110 кВ.
1000 Uном2-3==100,7 5002500+ 3629.5 Напряжение ВЛ ПС2 – ПС4:- длина линии составляет 43 км;- по линии протекает мощность Рср = 29,5 МВт;- линия имеет одну цепь.
Подставляем эти данные в формулу Илларионова и получаем: , кВ Принимаем для ВЛ ПС2 – ПС4 напряжение 110 кВ.
Напряжение ВЛ ПС3 – ПС4:- длина линии составляет 36 км;- по линии протекает мощность ПС3 = 36 МВт (принимаем max из двух);- линия имеет одну цепь.
Подставляем эти данные в формулу Илларионова и получаем: , кВ Принимаем для ВЛ ПС2 – ПС4 напряжение 110 кВ.
1000 Uном2-4==101,8 5002500+ 4329.5 1000 Uном3-4==109,7 5002500+ 3636 Напряжение ВЛ ПС1 – ПС2:- длина линии составляет 32 км;- по линии протекает мощность ПС2, ПС3 и ПС4 = 16 + 36 + 23 = 75 МВт;- линия имеет две цепи.
Подставляем эти данные в формулу Илларионова и получаем: , кВ Принимаем для ВЛ ПС1 – ПС2 напряжение 110 кВ.
Напряжение ВЛ ПСА – ПС1:- длина линии составляет 55 км;- по линии протекает мощность ПС1, ПС2, ПС3 и ПС4 = 47 + 27 + 16 + 36 + 23 = 149 МВт;- линия имеет две цепи.
Подставляем эти данные в формулу Илларионова и получаем: , кВ Принимаем для ВЛ ПСА – ПС1 напряжение 220 кВ.
1000 Uном1-2==110,3 5002500+75322 1000 UномА-1==153,1 5002500+149552 3.
Выбор типа, числа и номинальной мощности трансформаторов Так как на проектируемых ПС присутствует нагрузка 1 категории по надежности электроснабжения, то необходимо устанавливать по два трансформатора на ПС.
Исходя из этого, мощность одного трансформатора на ПС определяется по формуле: где Sном.т – номинальная мощность трансформатора;
Sнагр.макс – максимальная нагрузка, питаемая от данной ПС Максимальная нагрузка находится: ном.тнагр.макс S0,7S≥22 нагр.макснагр.макснагр.макс S=P+Q Выбранный трансформатор должен соответствовать условию: где К2 таб.
– максимально допустимый коэффициент перегрузки трансформатора, определяемый по ГОСТ 14209 - 85;
К2 расч.
– расчетное значение коэффициента перегрузки трансформатора.К2 таб.
зависит от:- зимней эквивалентной температуры охлаждающей среды- величины нагрузки подстанции, предшествующая максимальной нагрузке (коэффициента загрузки трансформатора до аварии К1)- продолжительности максимума зимнего суточного графика 2таб.2расч.KК≥ Коэффициент загрузки в период, предшествующий аварии определяется: Расчетный послеаварийный коэффициент загрузки трансформатора определяется: Далее полученное значение сравниваем со значением, приведенном в ГОСТ 14209 - 85 нагр.макс 1расч.
ном.тSαK=2S× нагр.макс 2расч.
ном.тSK=S Выбор трансформаторов на ПС 1: ПС является узловой в обоих вариантах и имеет три класса напряжения: 220 кВ, 110 кВ и 10 кВ.
Следовательно, к установке подходят трехобмоточные трансформаторы и автотрансформаторы 220/110/10.
Мощность трансформатора: Через трансформатор на ПС протекают мощности ПС1, ПС2, ПС3 и ПС4 Выбираем 2 трансформатора типа АТДЦТН-125000/220/110 ном.т1нагр.макс1 S0,7S≥ 101101011022 нагр.макс1ПС1ПС1ПС2ПС3ПС4ПС1ПС1ПС2ПС3ПС4 S=(P+P+P+Р+Р)+(Q+Q+Q+Q+Q)22 нагр.макс1 S=(27+47+16+36+23)+(27×0,41+47×0,43+16×0,44+36×0,4+23×0,42)=173,87iii Q=Ptgφ× ном.т1 S0,7173,87121,71 ≥×= Производим проверку выбранных трансформаторов:- определяем коэффициент загрузки в период, предшествующий аварии:- находим табличное значение K2 таб.
Температура охлаждения δохл = - 12 С (по заданию).
Для⁰ данной температуры по методическим указаниям №128 «Выбор силовых трансформаторов подстанций энергосистем и промышленных предприятий с учетом допустимых нагрузок» находим в приложении 2 таблицу с близким значением охлаждающей температуры.
В данном случае выбираем таблицу с температу- рой -10 С.
Далее находим в⁰ таблице значение продолжительности максимума зимнего суточного графика h (по заданию 8 часов) и значение К1 близкое к рассчитанному выше К1 расч.
По этим параметрам выбираем в данной таблице К2 таб.
При этом учесть систему охлаждения трансформатора (в данном случае ДЦ).
1расч.
173,871 K0,696 2125×==× h, ч М и Д ДЦ и ЦK2 при значениях K1 = 0,25-1,0K2 при значениях K1 = 0,25-1,00,25 0,40,50,60,70,80,91,00,250,40,50,60,7 0,80,91,00,51,02,04,06,08,012,024,02,01,81,71,61,52,01,81,71,61,52,01,81,71,61,52,01,81,61,52,01,81,61,52,01,71,61,52,01,91,71,61,52,01,91,71,61,51,91,81,71,61,51,91,81,71,61,51,91,81,71,51,91,81,61,51,91,81,61,51,81,71,61,51,81,71,61,51,81,71,61,5θ ОХЛ = -10ºС Таблица П.2.2.
Получаем значение К2 таб = 1,5 Далее делаем поправку на температуру, так как температура охлаждения составляет -12 С, а таблица для температуры -10 С.
⁰⁰ Для этого берем таблицу для температуры -20 С (Таблица П2.1.)⁰ и находим аналогично значение К2 таб.
Оно составит 1,6.
Разница между температурами составляет 10 С, а разница между⁰ значениями К2 таб составляет 0,1.
Таким образом на 1 С⁰ приходится 0,01 и для температуры -12 С значение К⁰2 таб составляет 1,52.
Находим послеаварийный коэффициент загрузки трансформатора: И сравниваем полученное значение с табличный, определенным выше: Условие выполняется, трансформатор проверку прошел.
Окончательно принимаем к установке на ПС1 автотрансформатор типа: АТДЦТН-125000/220/110 2расч.
173,87 K1,39125== 2расч.2таб.
K1,39K1,52=<= Выбор трансформаторов на ПС 2: ПС является тупиковой в радиальной схеме и узловой в схеме с кольцевым участком.
ПС имеет два класса напряжения: 110 кВ и 10 кВ.
Следовательно, к установке подходят двухобмоточные трансформаторы 110/10.
Мощность трансформатора: Через трансформатор на ПС протекает мощность ПС2 Выбираем 2 трансформатора типа ТДН-16000/110 ном.т2нагр.макс2 S0,7S≥22 нагр.макс2ПС2ПС2 S=(P)+(Q)22 нагр.макс2 S(16)(160,44)17,48 МВА =+×=×222 Q=P×tgφ ном.т2 S0,717,4812,24 МВА ≥×=× Производим проверку выбранных трансформаторов:- определяем коэффициент загрузки в период, предшествующий аварии:- находим табличное значение K2 таб.
Температура охлаждения δохл = - 12 С (по заданию).
Для⁰ данной температуры по методическим указаниям №128 «Выбор силовых трансформаторов подстанций энергосистем и промышленных предприятий с учетом допустимых нагрузок» находим в приложении 2 таблицу с близким значением охлаждающей температуры.
В данном случае выбираем таблицу с температу- рой -10 С.
Далее находим в⁰ таблице значение продолжительности максимума зимнего суточного графика h (по заданию 8 часов) и значение К1 близкое к рассчитанному выше К1 расч.
По этим параметрам выбираем в данной таблице К2 таб.
При этом учесть систему охлаждения трансформатора (в данном случае Д).
1расч.
17,48×1 K==0,55 2×16 h, ч М иД ДЦ и ЦK2 при значениях K1 = 0,25-1,0K2 при значениях K1 = 0,25-1,00,25 0,40,50,6 0,70,80,91,00,250,40,50,60,70,80,91,00,51,02,04,06,08,012,024,02,01,81,71,61,52,01,81,71,61,52,01,81,71,61,52,01,81,61,52,01,81,61,52,01,71,61,52,01,91,71,61,52,01,91,71,61,51,91,81,71,61,51,91,81,71,61,51,91,81,71,51,91,81,61,51,91,81,61,51,81,71,61,51,81,71,61,51,81,71,61,5θ ОХЛ = -10ºС Таблица П.2.2.ё Получаем значение К2 таб = 1,6 Далее делаем поправку на температуру, так как температура охлаждения составляет -12 С, а таблица для температуры -10 С.
⁰⁰ Для этого берем таблицу для температуры -20 С (Таблица П2.1.)⁰ и находим аналогично значение К2 таб.
Оно составит 1,7.
Разница между температурами составляет 10 С, а разница между⁰ значениями К2 таб составляет 0,1.
Таким образом на 1 С⁰ приходится 0,01 и для температуры -12 С значение К⁰2 таб составляет 1,62.
Находим послеаварийный коэффициент загрузки трансформатора: И сравниваем полученное значение с табличный, определенным выше: Условие выполняется, трансформатор проверку прошел.
Окончательно принимаем к установке на ПС2 трансформатор типа ТДН-16000/110 2расч.
17,48 K = = 1,0916 2расч.2таб.
K = 1,09 < K = 1,62 Аналогично производится выбор и проверка трансформаторов на других ПС.
На ПС3 принимаются к установке двухобмоточный трансформатор типа: ТРДН-40000/110 На ПС4 принимаются к установке двухобмоточный трансформатор типа: ТРДН-25000/110 Далее создается сводная таблица, в которую заносятся параметры выбранных трансформаторов.
Параметры трансформаторов можно найти в справочниках по электрооборудованию, либо в каталогах заводов-изготовителей.
Таблица 2 Параметры трансформаторов Подстанция Кол-во трансфор- маторов на подстанции Тип трансфор- матора Номинальное напряжение обмоток, кВ ΔPхх, ΔQхх, Rт, омXт, ом№ Мощность трансфор- маторов, МВ∙А кВткварВНСНННВНСННН ВСН 11252 АТДЦТН- 125000/ 220/110 23012111656250,550,483,259,2 0131 2162 ТДН- 16000/110 115─11191124,38 ──86,7 ── 3402 ТРДН- 40000/110 115─10,5 362601,4──34,7 ── 4252 ТРДН- 25000/110 115─10,5 271752,54 ──55,9 ── 4.
Расчет установившегося режима работы радиальной сети Целью расчета установившегося режима является выбор и проверка элементов схемы, а так же определение мощности SA, поступающей в проектируемую сеть с шин ПСА.
Составим принципиальную схему радиальной сети:10SH101220SA 2 õ ÀÒÄÖÒÍ - 125000/220/110 ÏÑ111010SH2S H1101110SH4 2 õ ÒÄÍ - 16000/110 ÏÑ2 2 õ ÒPÄÍ - 25000/110 ÏÑ411010SH310 2 õ ÒPÄÍ - 40000/110 ÏÑ3 Составим схему замещения для радиальной сети: Rë12+j Xë12 -jdQc2 -jdQc2SA Râí2+j Xâí2 2(dPxx+jdQxx) Së1' Së1''Sâ'Sâ'' Rñí2+j Xñí2 Ríí2+j Xíí2 Síí' Síí'' Sñí' Sñí''SH101S H1101 Rë22+j Xë22 Rò22+j Xò22 Së2' Së2''Sò2'Sò2''SH2 Rë32+j Xë32 -jdQc2 Së3" Së3'SH3 Rò32+j Xò32Sò3'Sò3'' 2(dPxx+jdQxx) Rë42+j Xë42 Së4" Së4'SH4 Rò42+j Xò42Sò4'Sò4'' 2(dPxx+jdQxx)2 -jdQc2 Расчет ведется по параметрам конца и начинается с самой удаленной точки, продвигаясь постепенно к источнику питания.
Самой удаленной является ПС4: Sт4” = Sн4 Sт4’ = Sт4” + ∆Sт4 Далее находится мощность, поступающую из линии ПС3 – ПС4: Sт4 = Sт4’ + 2∆Sт4хх 222222 Pт4"+Qт4"Rт4Pт4"+Qт4"Xт4 ΔSт4=+j Uн2Uн2 ×× Активные потери в трансформаторах на ПС4: где Рт 4” – активная мощность, равная максимальной активной мощности нагрузки;Qт 4” – реактивная мощность, равная максимальной реактивной мощности нагрузки;Rт 4 – активное сопротивление трансформатора;
Uнт – номинальное напряжение трансформатора, к которому приводятся его параметры Рт 4” = Рн4 = 23 мВт (из задания, см.
слайд 2)Qт 4” = Qн4 = Pн4∙tgφ4 = 23∙0,42 = 9,66 (из задания, см.
слайд2)Rт 4 = 2,54 Ом (из табл.
2, см.
слайд 31) Uнт = 115 кВ (из табл.
2, см.
слайд 31)222 Pт4"+Qт4"Rт4 ΔРт4 = Uн2×222 23+9,662,54 ΔРт4 = = 0,05976 МВт 1102× Реактивные потери в трансформаторах на ПС4: где Рт 4” – активная мощность, равная максимальной активной мощности нагрузки;Qт 4” – реактивная мощность, равная максимальной реактивной мощности нагрузки;
Хт 4 – индуктивное сопротивление трансформатора;
Uнт – номинальное напряжение трансформатора, к которому приводятся его параметры Рт 4” = Рн4 = 23 мВт (из задания, см.
слайд 2)Qт 4” = Qн4 = Pн4∙tgφ4 = 23∙0,42 = 9,66 (из задания, см.
слайд2) Хт 4 = 55,9 Ом (из табл.
2, см.
слайд 31) Uнт = 115 кВ (из табл.
2, см.
слайд 31)222 Pт4"+Qт4"Xт4 ΔQт4 = Uн2×222 23+9,6655,9 ΔQт4 = = 1,3152 Мвар 1102× Мощность в начале трансформатора: Sт4’ = 23 + j9,66 + 0,05976 + j1,3152 = = 23,060 + j10,975 кВ∙А Мощность, поступающая из линии ПС3 – ПС4: Sт4 = 23,060 + j10,975 + 2∙0,027 + j2∙0,175 = = 23,114 + j11,325 кВ∙А Далее находится сечение ВЛ ПС3 – ПС4.
К установке принимаются провода марки АС Сечение двухцепной линии определяется как максимальное из 4 рассчитанных сечений: 1.Экономическое сечение.
2.Минимальное сечение в послеаварийном режиме.
3.Минимальное сечение по «короне».
4.Минимальное сечение по условию механической прочности.
Экономическое сечение ВЛ ПС3 – ПС4: где Ip – расчетный ток в час максимума энергосистемы, протекающий по линии ВЛ ПС3 – ПС4;
jэк – нормированное значение экономической плотности тока, выбираемое по табл.
1.3.36, приведенной в главе 1.3 ПУЭ.
Iр3-4 Fэк3-4 = jэк jэк зависит от Тма и от проводника, используемого для передачи электроэнергии на рассматриваемом участке.
ВЛ ПС3 – ПС4 питает только ПС4, поэтому Тма = 4500 ч (из задания, см.
слайд 2).
В качестве проводника принимаем неизолированные алюминиевые провода.
Исходя из этого по табл.
1.3.36 (глава 1.3, ПУЭ) определяем jэк: Принимаем jэк = 1,1 Далее определяется расчетный ток линии: И находится экономическое сечение: Далее полученное экономическое сечение округляется до ближайшего стандартного.
Стандартный ряд сечений можно найти в ПУЭ.
Рядом с рассчитанным сечениям находятся 50 мм² и 70 мм².
Ближайшее к экономическому получается 70 мм².
Таким образом: Sт41000 Ip3-4 = 23Uнл3-4× ××22 100023,114+11,325 Ip3-4 = = 67,55 А 23110× ××2 67,55 Fэк3-4 = = 61,41 мм1,12 Fст = 70 мм Далее определяется ток в линии в послеаварийном режиме.
Для двухцепной линии послеаварийным является режим, когда одна цепь ВЛ выходит из строя.
Следовательно, послеаварийный ток будет в два раза выше максимального расчетного: Затем находится сечение, допустимый ток которого больше рассчитанного послеаварийного.
Допустимые токи на неизолированные алюминиевые провода приведены в табл.
1.3.29, глава 1.3 ПУЭ.
По таблице находим ближайший больший допустимый ток для проводов типа АС, который выше рассчитанного выше послеаварийного тока и выбираем для этого тока сечение.
Iпа/в3-4 = 2Iр3-4× Iпа/в3-4 = 267,55 = 135,1 А× Ближайший больший допустимый ток по таблице составляет 142 А и соответствует сечению 25 мм².
Соответственно минимальное сечение по послеаварийному току составляет 25 мм².
Минимальное сечение по условию отсутствия потерь на «корону» зависит от класса напряжения рассчитываемой ВЛ и составляет:- 70 мм² для напряжения 110 кВ;- 240 мм² для напряжения 220 кВ.
Минимальное сечение по условию механической прочности определяется по табл.
2.5.5 главы 2.5 ПУЭ и для двухцепных линий зависит он напряжения и материала, из которого изготовлен проводник.
Согласно табл.
2.5.5 главы 2.5 ПУЭ минимальное сечение по условию механической прочности для рассматриваемой ВЛ составляет 120 мм².
После определения всех минимально допустимых сечений выбирается наибольшее из них: 1.Fэк = 70 мм² 2.Fпа/в = 25 мм² 3.Fк = 70 мм² 4.Fмп = 120 мм² Наибольшее из рассчитанных сечений составляет 120 мм².
Окончательно для ВЛ ПС3 – ПС4 принимаются неизолированные сталеалюминевые провода марки АС сечение 120 мм² АС – 120/19 В справочниках по электрооборудованию, либо в каталогах заводов-изготовителей находятся параметры выбранного провода: r = 0,249˳ Ом/км x = 0,427˳ Ом/км b = 0,0˳ 0000266 См/км Определяются параметры рассчитываемой ВЛ: - активное сопротивление: Rл3-4 = r∙L˳ л3-4 - индуктивное сопротивление: Xл3-4 = x∙L˳ л3-4 - зарядная емкость: Qcл3-4 = b∙L˳ л3-4∙Uн² Длина линии ВЛ ПС3 – ПС4 Lл3-4 = 36 км (находим по заданию, измеряя расстояние между центрами ПС3 и ПС4 и умножая на масштаб.
Умножать на 2 не надо, то что линия двухцепная учитывается при дальнейших расчетах).
Параметры ВЛ ПС3 – ПС4: - активное сопротивление: Rл3-4 = 0,249∙36 = 8,964 Ом - индуктивное сопротивление: Xл3-4 = 0,427∙36 = 15,372 Ом - зарядная емкость: Qcл3-4 = 0,00000266∙36∙110² = 1,159 Мвар Далее определяется мощность в конце линии: Sл4” = Sт4 – jQс Sл4” = 23,114 + j11,325 – j1,159 = = 23,114 + j10,116 МВ∙А Мощность в начале линии: Sл4’ = Sл4” + ∆Sл4 222222 Pл4"+Qл4"Rл4Pл4"+Qл4"Xл4 ΔSл4 = +j Uн2Uн2 ××222 23,114+10,1168,964 ΔРл4 = = 0,236 МВт 1102× Sл4’ = 23,114 + j10,116 + 0,236 + j0,404 = = 23,350 + j10,520 МВ∙А Мощность, поступающая в линию ВЛ ПС3 – ПС4 с шин ПС3: Sл4 = Sл4’ – jQcл4 Sл4 = 23,35 + j10,52 – j1,159 = = 23,35 + j9,361 МВ∙А222 23,114+10,11615,372 ΔQл4 = = 0,404 Мвар 1102× Далее рассчитывается поток мощности проходящий по ПС3: Sт3” = 36 + j36∙0,4 = 36 + j14,4 МВ∙А Потери в трансформаторе: Мощность в начале трансформатора: Sт3’ = 36 + j14,4 + 0,07957 + j1,9723 = = 36,08 + j16,37 МВ∙А222 36+14,41,4 ΔРт3 = = 0,07957 МВт 1102×222 36+14,434,7 ΔQт3 = = 1,9723 Мвар 1102× Мощность поступающая в трансформатор с шин ПС3: Sт3 = Sт3’ + 2∆Sт3хх Sт3 = 36,08 + j16,37 + 2∙0,036 + j2∙0,26 = = 36,152 + j16,89 МВ∙А Мощность поступающая из линии ВЛ ПС1 – ПС3: S3 = Sт3 + Sл4 S3 = 36,152 + j16,89 + 23,35 + j9,361 = = 59,502 + j26,251 МВ∙А Далее находится сечение ВЛ ПС1 – ПС3.
К установке принимаются провода марки АС S31000 Ip1-3 = 23Uнл1-3× ××22 100059,502+26,251 Ip1-3 = = 170,68 А 23110× ××2 170,68 Fэк1-3 = = 155,16 мм1,12 Fст = 150 мм Iпа/в1-3 = 2Iр1-3× Iпа/в1-3 = 2170,68 = 341,36 А×2 Fпа/в = 120 мм 1.Fэк = 150 мм² 2.Fпа/в = 120 мм² 3.Fк = 70 мм² 4.Fмп = 120 мм² Наибольшее из рассчитанных сечений составляет 150 мм².
Окончательно для ВЛ ПС1 – ПС3 принимаются неизолированные сталеалюминевые провода марки АС сечение 150 мм² АС – 150/24 В справочниках по электрооборудованию, либо в каталогах заводов-изготовителей находятся параметры выбранного провода: r = 0,198˳ Ом/км x = 0,42˳ Ом/км b = 0,0˳ 000027 См/км Параметры ВЛ ПС1 – ПС3: - длина ВЛ ПС1 – ПС3: Lл1-3 = 41 км - активное сопротивление: Rл1-3 = 0,198∙41 = 8,118 Ом - индуктивное сопротивление: Xл1-3 = 0,42∙41 = 17,22 Ом - зарядная емкость: Qcл1-3 = 0,0000027∙41∙110² = 1,34 Мвар Мощность в конце линии ВЛ ПС1 – ПС3: Sл3” = S3 - jQc Sл3” = 59,502 + j26,251 – j1,34 = = 59,502 + j24,911 МВ∙А Мощность в начале линии: Sл3’ = Sл3” + ∆Sл3 222222 Pл3"+Qл3"Rл3Pл3"+Qл3"Xл3 ΔSл3 = +j Uн2Uн2 ××222 59,502+24,91117,22 ΔQл3 = = 2,961 Мвар 1102× Sл3’ = 59,502 + j24,911 + 1,396 + j2,961 = = 60,898 + j27,872 МВ∙А Мощность, поступающая в линию ВЛ ПС1 – ПС3 с шин ПС1: Sл3 = Sл3’ – jQcл3 Sл3 = 60,898 + j27,872 – j1,34 = = 60,898 + j26,532 МВ∙А222 59,502+24,9118,118 ΔРл3 = = 1,396 МВт 1102× Далее рассчитывается поток мощности проходящий по ПС2: Sт2” = 16 + j16∙0,44 = 16 + j7,04 Потери в трансформаторе: Мощность в начале трансформатора: Sт2’ = 16 + j7,04 + 0,0506 + j1,0016 = = 16,0506 + j8,0416222 16+7,044,38 ΔРт2 = = 0,0506 1152×222 16+7,0486,7 ΔQт2 = = 1,0016 1152× Мощность поступающая в трансформатор с шин ПС2: Sт2 = Sт2’ + 2∆Sт2хх Sт2 = 16,0506 + j8,0416 + 2∙0,019 + j2∙0,112 = = 16,0886 + j8,2656 МВ∙А Далее находится сечение ВЛ ПС1 – ПС3.
К установке принимаются провода марки АС Sт21000 Ip1-2 = 23Uнл1-2× ××22 100016,0886+8,2656 Ip1-2 = = 47,47 А 23110× ×× Iпа/в1-2 = 247,47 = 94,94 А× Iпа/в1-2 = 2Iр1-2×2 47,47 Fэк1-2 = = 43,16 мм1,12 Fст = 50 мм2 Fпа/в = 16 мм 1.Fэк = 50 мм² 2.Fпа/в = 16 мм² 3.Fк = 70 мм² 4.Fмп = 120 мм² Наибольшее из рассчитанных сечений составляет 120 мм².
Окончательно для ВЛ ПС1 – ПС2 принимаются неизолированные сталеалюминевые провода марки АС сечение 120 мм² АС – 120/19 В справочниках по электрооборудованию, либо в каталогах заводов-изготовителей находятся параметры выбранного провода: r = 0,249˳ Ом/км x = 0,427˳ Ом/км b = 0,0˳ 0000266 См/км Определяются параметры рассчитываемой ВЛ: Lл1-2 = 32 км - активное сопротивление: Rл1-2 = 0,249∙32 = 7,968 Ом - индуктивное сопротивление: Xл1-2 = 0,427∙32 = 13,664 Ом - зарядная емкость: Qcл1-2 = 0,00000266∙32∙110² = 1,03 Мвар Далее определяется мощность в конце линии: Sл2” = Sт2 – jQс Sл2” = 16,0886 + j8,2656 – j1,03 = = 16,0886 + j7,2356 МВ∙А Мощность в начале линии: Sл2’ = Sл2” + ∆Sл2 222222 Pл2"+Qл2"Rл2Pл2"+Qл2"Xл2 ΔSл2 = +j Uн2Uн2 ××222 16,0886+7,23567,968 ΔРл2 = = 0,103 МВт 1102× Sл2’ = 16,0886 + j7,2356 + 0,103 + j0,1757= = 16,1916 + j7,4113 МВ∙А Мощность, поступающая в линию ВЛ ПС1 – ПС2 с шин ПС1: Sл2 = Sл2’ – jQcл2 Sл2 = 16,1916 + j7,4113 – j1,03 = = 16,192 + j6,381 МВ∙А222 16,0886+7,235613,664 ΔQл2 = = 0,1757 Мвар 1102× Далее определяется мощность на шинах среднего напряжения автотрансформатора: Sт1сн” = Sл2 + Sл3 + Sн110 Sт1сн” = 60,898 + j26,532 + 16,192 + j6,381 + + 47 + j47∙0,43 = 124,09 + j53,123 МВ∙А Мощность, поступающая в обмотку 110 кВ автотрансформатора: Sт1сн’ = Sт1сн” + ∆Sт1сн Потери в средней обмотке автотрансформатора:222 124,09+53,1230,48 ΔРт1сн = = 0,0827 МВт 2202×222 124,09+53,1230 ΔQт1сн = = 0 Мвар 2202× Sт1сн’ = 124,09 + j53,123 + 0,0827 + j0 = = 124,1727 + j53,123 МВ∙А Поток мощности в обмотке низшего напряжения: Sт1нн” = 27 + j27∙0,41 = 27 + j11,07 МВ∙А Sт1нн’ = Sт1нн” + ∆Sт1нн Потери в обмотке низшего напряжения автотрансформатора:222 27+11,073,2 ΔРт1нн = = 0,0258 МВт 2202×222 27+11,07131 ΔQт1нн = = 1,0544 Мвар 2302× Sт1нн’ = 27 + j11,07 + 0,0258 + j1,0544 = = 27,0258 + j12,1244 МВ∙А Поток мощности в обмотке высшего напряжения автотрансформатора: Sт1вн” = Sт1нн’ + Sт1cн’ Sт1вн” = 27,0258 + j12,1244 + 124,1727 + + j53,123 = 151,1985 + j65,2474 МВ∙А Sт1вн’ = Sт1вн” + ∆Sт1вн Потери в обмотке высшего напряжения автотрансформатора: Sт1вн’ = 151,1985 + j65,2474 + 0,141 + + j15,1739 = 151,3395 + j80,4213 МВ∙А Мощность, поступающая из линии: Sт1 = Sт1вн’ + 2∆Sт1хх Sт1 = 151,3395 + j80,4213 + 2∙0,065 + 2∙0,625 = = 151,4695 + j81,6713 МВ∙А222 151,1985+65,24740,55 ΔРт1вн = = 0,141 МВт 2302×222 151,1985+65,247459,2 ΔQт1вн = = 15,1739 Мвар 2302× Далее находится сечение ВЛ ПСА – ПС1.
К установке принимаются провода марки АС Sт11000 IpА-1 = 23UнлА-1× ××22 1000151,4659+81,6713 IpА-1 = = 225,81 А 23220× ××2 225,81 Fэк1-3 = = 205,28 мм1,12 Fст = 185 мм Iпа/вА-1 = 2IрА-1× Iпа/вА-1 = 2225,81 = 451,62 А×2 Fпа/в = 185 мм 1.Fэк = 185 мм² 2.Fпа/в = 185 мм² 3.Fк = 240 мм² 4.Fмп = 120 мм² Наибольшее из рассчитанных сечений составляет 240 мм².
Окончательно для ВЛ ПСА – ПС1 принимаются неизолированные сталеалюминевые провода марки АС сечение 240 мм² АС – 240/32 В справочниках по электрооборудованию, либо в каталогах заводов-изготовителей находятся параметры выбранного провода: r = 0,˳ 121 Ом/км x = 0,4˳ 35 Ом/км b = 0,0˳ 000026 См/км Определяются параметры рассчитываемой ВЛ: LлА-1 = 55 км - активное сопротивление: RлА-1 = 0,121∙55 = 6,655 Ом - индуктивное сопротивление: XлА-1 = 0,435∙55 = 23,925 Ом - зарядная емкость: QcлА-1 = 0,0000026∙55∙220² = 6,9212 Мвар Далее определяется мощность в конце линии: Sл1” = Sт1 – jQс Sл1” = 151,4695 + j81,6713 – j6,9212 = = 151,4695 + j74,7501 МВ∙А Мощность в начале линии: Sл1’ = Sл1” + ∆Sл1 222222 Pл1"+Qл1"Rл1Pл1"+Qл1"Xл1 ΔSл1=+j Uн2Uн2 ××222 151,4695+74,75016,655 ΔРл1==1,9615 МВт 2202×222 151,4695+74,750123,925 ΔQл1==7,0516 Мвар 2202× Sл1’ = 151,4695 + j74,7501 + 1,9615 + j7,0516 = = 153,431 + j81,8017 МВ∙А Мощность, поступающая в линию ВЛ ПСА – ПС1 с шин ПСА: SА = Sл1’ – jQcл1 SА = 153,431 + j81,8017 – j6,9212 = 153,49 + j74,88 МВ∙А Далее составляется баланс мощности для рассчитанной сети: SА = Sн1 + Sн2 + Sн3 + Sн4 + ∆Sт1 + 2∆Sт1хх + + ∆Sт2 + 2∆Sт2хх + ∆Sт3 + 2∆Sт3хх + ∆Sт4 + + 2∆Sт4хх + ∆Sл1 + ∆Sл2 + ∆Sл3 + ∆Sл4– – j2∙Qcл1 – j2∙Qcл2 – j2∙Qcл3 – j2∙Qcл4 SА = 47 + j47∙0,43 + 27 + j27∙0,41 + 16 + + j16∙0,44 + 36 + j36∙0,4 + 23 + j23∙0,42+ + 0,141 + j15,1739 + 0,0258 + j1,0544 + 0,0827+ + 2∙0,065 + j2∙0,625 + 0,0506 + j1,0016 + + 2∙0,019 + j2∙0,112 + 0,0796 + j1,9723 + + 2∙0,036 + j2∙0,26 + 0,05976 + j1,3152 + + 2∙0,027 + j2∙0,175 + 1,9615 + j7,0516 + 0,103 + + j0,1757 + 1,396 + j2,961 + 0,236 + j0,404– – j2∙6,9212 – j2∙1,03 – j2∙1,34 – j2∙1,159= = 153,43 + 74,93 МВ∙А В приведенном выше выражении принято следующее цветовое обозначение:- синим цветом обозначены нагрузки подстанций;- зеленым цветом обозначены потери в автотрансформаторе;- красным цветом обозначены потери в двухобмоточных трансформаторах- черным цветом обозначены потери в воздушных линиях- фиолетовым цветом обозначены зарядные мощности воздушных линий Баланс мощности выполняется с небольшой погрешностью, связанной с округлением при вычислениях: 153,49 + j74,88 ≈ 153,43 + 74,93 Далее параметры выбранных проводов сводим в таблицу Марка провода Допустимый длительный ток, А Сечение, мм2r0, Ом/км, при 20°СХ0, Ом/кмb0 , 10-4 См/км алюминия cтали АС 120/19 АС 150/24 АС 240/39390450610 118,0 149,0 18,8 24,2 0,249 0,198 0,121 0,427 0,420 0,435 0,0266 0,0270 0,0260 Сводим в таблицу результаты расчета параметров участков линий Участок Длина , км Марка провода R, ОмХ, Ом∆Qc, Мвар∆ Pл, МВт∆ Qл, Мвар А-11-21-33-455324136 АС 240/39 АС 120/19 АС 150/24 АС 120/19 6,655 7,968 8,118 8,964 23,925 13,664 17,220 15,372 6,912 1,030 1,340 1,159 1,962 0,103 1,396 0,236 7,052 0,176