Проектирование сетевого района

 

3.2 Проверка проводов  по нагреву

Выбранные сечения проводов ЛЭП необходимо проверить по нагреву  длительно протекающими токами и  по потере напряжения. Проверка по нагреву  должна выполняться для наиболее тяжелых послеаварийных режимов работы сети. Для двухцепных линий или для двух параллельных одноцепных линий электропередачи это будут отключения одной цепи или линии, для замкнутых схем необходимо определить токи в линиях при поочередном отключении головных участков. Совпадение аварийных отключений двух и более линий считается маловероятным. Токи, рассчитанные для послеаварийных режимов, необходимо сравнить с допустимыми по нагреву токами (I_доп) для выбранных проводов. Если ток послеаварийного режима окажется больше допустимого для данной марки провода, то следует выбрать провода с большим сечением.

Рассмотрим  следующие послеаварийные режимы работы сети:

1. Отключение линии А-4. Режим соответствует отключению одному из головных участков в замкнутой цепи, показанной на рисунке 3.1.

Рисунок 3.1 – Отключение линии А-4

Найдем послеаварийные токи , , , для данного режима, используя формулу (3.2) и проведем проверку по нагреву:

 А;  

212 А < 445 А;

 А; 

254,5 А < 380 А;

 А;  

158 A < 265 А;

 А;  

119 А < 265 А.

Результаты проверки занесем  в таблицу 2.

 

2. Отключение одной цепи линии А-1 (схема сети изображена на рисунке 3.2).

Рисунок 3.2 – Отключение одной цепи линии А-1.

Найдем послеаварийные токи , , , , для данного режима, используя формулу (3.2), и проведем проверку по нагреву:

 А; 

117 А < 445 А;

 А;  

64 А < 380 А;

 А;  

32 А < 265 А;

 А; 

72 А < 265 А;

 А; 

191 А < 510 А.

Результаты проверки по нагреву  занесем в таблицу 2.

3. Отключение линии 1-2. Данный режим является наиболее  тяжелым для ВЛ 4-3 и А-4 (схема сети изображена на рисунке 3.3).

Найдем послеаварийные токи  для данного режима, используя формулу (3.2), и проведем проверку по нагреву:

 

 А;   ;

255 А < 510 А.

;   ;

136 А < 265 А.

Результаты проверки по нагреву  занесем в таблицу 2.

Рисунок 3.3 – Отключение линии 1-2.

3.3 Проверка сечений проводов по допустимой потере напряжения

Проверка по потере напряжения проводится для того, чтобы напряжение у самого удаленного приемника электрической энергии соответствовало требованиям ГОСТ 13109-97.

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

Если  потери напряжения будут больше указанных  допустимых значений, то рекомендуется выбрать провода с большим сечением или перейти к более высоким значениям номинального напряжения линий.

Потери напряжения в процентах от номинального на участках сети определяются по формуле:

,        (3.4)

где – погонные параметры линии электропередачи, принимаемые в зависимости от марки провода, Ом/км.

Для выполнения данной проверки заполним таблицу 3.2.

Таблица 3.2 – Расчет потерь напряжения в нормальном режиме.

Линия	, МВА	, кВ	Количество цепей nл	Длина линии l, км	F, мм2	, Ом/км	, Ом/км	Потеря напряжения
А1	47,3 + j18,944	110	2	25	150	0,210	0,420	1,85
12	17,3 + j6,944	110	1	17	120	0,270	0,427	1,07
23	0,3 + j0,164	110	1	11	70	0,460	0,444	0,02
34	6,7 + j2,656	110	1	17	70	0,460	0,444	0,60
56	8 + j3,205	35	1	18	150	0,210	0,392	1,85
А4	27,7 + j11,126	110	1	28	185	0,170	0,413	2,15
А5	13 + j5,175	110	1	33	95	0,330	0,434	1,78

 

Для нормального  режима работы в сети 110 кВ наиболее удаленным пунктом будут подстанция 3 (точка потокораздела в кольце схемы) и подстанция 5, следовательно должны выполняться следующие условия:

         _(3.5)

          (3.6)

          (3.7)

Для остальной сети центром  питания шины 110 кВ подстанции 5, следовательно должно выполняться условие:

           (3.8)

Найдем потери напряжения на всех участках сети, используя формулу (3.4):

;

;

;

;

;

;

.

Проверим по найденным значениям условия проверки (3.5):

1,85% + 1,07% + 0,02%

15%

2,94%

15%;

Проверим по найденным значениям условия проверки (3.6):

2,15% + 0,6%

15%

2,75%

15%;

Проверим по найденным значениям условия проверки (3.7):

1,85%

15%;

Проверим по найденным значениям условия проверки (3.8):

1,78%

15%.

Все условия проверки выполняются.

 

Для послеаварийного режима, соответствующему рисунку 3.1, наиболее удаленным пунктом в сети 110 кВ будет являться подстанция 4. В линиях 5-А и 5-6 потоки мощностей не изменятся. Должно выполняться следующее условие:

.       (3.9)

 

Найдем потери напряжения на участках сети в данном послеаварийном режиме, используя формулу (3.4):

;

;

;

По найденным  значениям проверим условие проверки (3.9):

2,93% + 2,79% + 1,63% + 1,89% < 20%;

9,24% < 20%.

Для послеаварийного режима, соответствующему рисунку 3.2, наиболее удаленным пунктом в сети 110 кВ будет являться подстанция 2 (точка потокораздела в кольце схемы); в линиях 5-А и 5-6 потоки мощностей не изменятся. Должны выполняться следующие условия:

;        (3.10)

;       (3.11)

Найдем потери напряжения на участках сети в данном послеаварийном режиме, используя формулу (3.4):

;

;

;

;

.

По найденным значениям проверим условия проверки (3.10) и (3.11):

1,61% +0,7% < 20%

2,31% < 20%;

2,62% + 1,14% + 0,35% < 20%

4,11% < 20%.

Для послеаварийного режима, соответствующему рисунку 3.3, наиболее удаленным пунктом в сети 110 кВ будет являться подстанция 2; в линиях 5-А и 5-6 потоки мощностей не изменятся. Должно выполняться следующее условие:

;       (3.12)

Найдем потери напряжения на участках сети в данном послеаварийном режиме, используя формулу (3.4):

;

;

;

По найденным  значениям проверим условие проверки (3.12):

0,98% + 2,15% + 3,5% < 20%

6,63% < 20%.

 

 

4. Выбор мощности трансформаторов подстанций. Структурные схемы подстанций

Число трансформаторов, устанавливаемых  на подстанциях всех категорий, принимается, как правило, не более двух. Установка более двух трансформаторов может быть допущена на основе технико-экономических расчетов, а также в тех случаях, когда на подстанции требуются два средних напряжения. Количество трансформаторов на подстанциях 1÷6 в выполняемом проекте указанно в задании.

На рисунке 4.1 приведена типовая структурная схема сетевого района.

Рисунок 4.1 – Типовая структурная схема сетевого района

Мощность  трансформаторов выбирается так, чтобы  при отключении наиболее мощного  из них на время ремонта или  замены оставшиеся в работе обеспечивали питание нагрузки с учетом их допустимой по техническим условиям на трансформаторы аварийной перегрузки и резерва по сетям СН и НН.

При отсутствии графиков нагрузки потребителей проектируемого сетевого района выбор мощности трансформаторов  на подстанциях рекомендуется производить из условия равенства их номинальных мощностей и выполнения неравенства:

,         (4.1)

где – значение наибольшей мощности, протекающей через наиболее загруженную обмотку трансформатора подстанции; 1,4 – условно принимаемый коэффициент допустимой аварийной перегрузки. На однотрансформаторных подстанциях номинальная мощность трансформатора выбирается согласно формуле:

.           (4.2)

На двухтрансформаторной подстанции 1 с напряжением высшей обмотки 110 кВ максимальная мощность нагрузки составляет . Для выбора мощности трансформаторов воспользуемся условием (4.1):

 МВА,

тогда ближайшее  стандартное значение номинальной  мощности трансформаторов составит 25 МВА, в качестве силовых трансформаторов для подстанции 1 могут использоваться 2 трансформатора ТРДН-25000/110.

На двухтрансформаторной подстанции 2 с напряжением высшей обмотки 110 кВ максимальная мощность нагрузки составляет . Для выбора мощности трансформаторов воспользуемся условием (4.1):

 МВА,

тогда ближайшее  стандартное значение номинальной  мощности трансформаторов составит 16 МВА, в качестве силовых трансформаторов для подстанции 2 могут использоваться 2 трансформатора ТДН-16000/110.

На двухтрансформаторной подстанции 3 с напряжением высшей обмотки 110 кВ максимальная мощность нагрузки составляет . Для выбора мощности трансформаторов воспользуемся условием (4.1):

 МВА,

тогда ближайшее  стандартное значение номинальной  мощности трансформаторов составит 6,3 МВА, в качестве силовых трансформаторов  для подстанции 2 могут использоваться 2 трансформатора ТМН-6300/110.

На двухтрансформаторной подстанции 4 с напряжением высшей обмотки 110 кВ максимальная мощность нагрузки составляет . Для выбора мощности трансформаторов воспользуемся условием (4.1):

 МВА,

тогда ближайшее  стандартное значение номинальной  мощности трансформаторов составит 16 МВА, в качестве силовых трансформаторов для подстанции 2 могут использоваться 2 трансформатора ТДН-16000/110.

На подстанции 5 установлен один трехобмоточный трансформатор с напряжением высшей обмотки 110 кВ и напряжением средней обмотки 35 кВ. Максимальная мощность нагрузки составляет . Тогда по условию (4.2) номинальная мощность трансформатора составит 16 МВА, в качестве силового трансформатора для подстанции 5 может использоваться трансформатор ТДТН-16000/110.

На подстанции 6 установлен один двухобмоточный трансформатор  с напряжением на высшей обмотке 35 кВ. Максимальная мощность нарузки составляет . Тогда по условию (4.2) номинальная мощность трансформатора составит 10 МВА, в качестве силового трансформатора для подстанции 6 может использоваться трансформатор ТМН-10000/35.

Структурная схема электрической  сети определяется применяемыми номинальными напряжениями, числом ступеней трансформации, надежностью электроснабжения потребителей электрической энергии, схемами электрических соединений подстанции.

Главная схема электрических соединений подстанций выбирается с использованием типовых схем РУ-35-750 кВ, нашедших широкое  применение при проектировании. Отступления от типовых схем допускаются при наличии технико-экономических обоснований. Схема распределительных устройств подстанций определяется номинальным напряжением, количеством присоединений (числом линий и трансформаторов, подключенных к РУ), способом присоединения подстанции к сети. По типу присоединения подстанции делятся на тупиковые, ответвительные, проходные и узловые.

Тупиковая или концевая подстанция присоединяется в конце магистральных или радиальных сетей.