Проектирование сети для электроснабжения промышленного района

      Суммированием определяем общую потерю напряжения до наиболее удаленных потребителей:

Потери  напряжения  по  линиям:

ΔU_РПП-4-6-3= 8,96%;

Общие потери мощности:  ΔР_∑=2,276%;

Наиболее тяжелый послеаварийный режим возникает в результате отказа наиболее загруженного участка  РПП - 4. Общая потеря напряжения в послеаварийном режиме составит:

%

В соответствии с [5,табл.П.7] пределы регулирования напряжения трансформаторов 110кВ с устройствами РПН составляют ±(12..16)%. Следовательно, как в нормальном, так и в послеаварийном режимах общая потеря напряжения проходит в пределы регулирования РПН.

             Выбор   трансформаторов    и    схемы    ОРУ    на   стороне ВН

Если   среди   потребителей   подстанции  есть  потребители  первой   или   второй   категории,  то,  согласно   ПУЭ,   требуется   установка двух   трансформаторов.   Номинальная   мощность трансформаторов   выбирается    по    двум    условиям.   

Во-первых,    в   нормальном    режиме    должно    быть    обеспечено    электроснабжение    всех    потребителей:         ;

во-вторых,  в послеаварийном  режиме,  должно быть обеспечено электроснабжение   потребителей   I   и   II   категории      с учётом  допустимой   перегрузки  трансформатора,  оставшегося   в работе:

   . 

Среди   потребителей   ПС1  согласно  заданию   имеются   потребители I  и II категории (55%).  Поэтому предусматривается установка двух  трансформаторов.  Номинальная   мощность   трансформаторов:

                                        

Для  ПС1 выбирается  схема:  КТПБ два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны ВН и КТПБ 35/6 кВ и трансформаторами  2×6,3  МВ·А.

Среди   потребителей   ПС2  согласно  заданию   имеются   потребители I  и II категории (35%).  Поэтому предусматривается установка двух  трансформаторов.  Номинальная   мощность   трансформаторов:

                                        

Для  ПС2 выбирается  схема: два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны ВН и КТПБ   110/6  кВ  с трансформаторами  2×10  МВ·А.

Среди   потребителей   ПС3  согласно  заданию имеются потребители только III категории.  Поэтому устанавливается один трансформатор, мощность которого будет равна:

                                        

Для ПС3 выбирается схема: блок   линия – трансформатор  с разъединителем    и   КТПБ   110/6 кВ  с трансформатором  25  МВ·А.

Среди   потребителей   ПС4  согласно  заданию   имеются   потребители только III категории.  Поэтому предусматривается установка одного трансформаторов.  Номинальная   мощность   трансформаторов:

                                        

 

Т.к. за ПС4 следует ПС6, у которой имеются потребители I  и II категории, для  ПС4 выбирается  схема: мостик  с  выключателем  в   перемычке   и отделителями в цепях трансформатора и КТПБ   110/10  кВ  с трансформатором мощностью 25  МВ·А.

Среди   потребителей   ПС5  согласно  заданию   имеются   потребители I  и II категории (45%).  Поэтому предусматривается установка двух  трансформаторов.  Номинальная   мощность   трансформаторов:

                                        

Для  ПС5 выбирается  схема: два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны ВН 110/10  кВ  с трансформаторами  2×16  МВ·А.

Среди   потребителей   ПС6  согласно  заданию   имеются   потребители I  и II категории (20%).  Поэтому предусматривается установка двух  трансформаторов.  Номинальная   мощность   трансформаторов:

                                        

Для  ПС6 выбирается  схема: мостик  с  выключателем  в   перемычке   и отделителями в цепях трансформатора 2×16  МВ·А.

4.2  Предварительный   расчёт   кольцевой   сети Вариант   № 6

Расчётная   схема  этого  варианта  представлена  на  рис.  14. 

Поток  мощности  на  участке  РПП - 5  равен   мощности ПС5:                               

 МВ∙А.

Поток  мощности  на  участке  6-3  равен   мощности ПС3:

 МВ∙А.

Поток  мощности  на  участке  4-6  определяется   суммированием   двух   потоков,   вытекающих   из   узла  6:                               

 МВ∙А.

Поток  мощности  на  участке  РПП - 4  определяется   суммированием   двух   потоков,   вытекающих   из   узла  4:                               

 МВ∙А.

 Условно  источник  «разрезается»   и   кольцо  разворачивается,   превращая   кольцевую   сеть   в   магистральную   линию   с   двухсторонним   питанием.

Расчёт    потокораспределения    производится,   начиная   с головного участка:

;

 

        Рисунок  14 - Расчётная   схема   варианта  6.

Потоки  на  участках  1-2 и 2-ТЭЦ’ определяются  по  первому  закону  Кирхгофа:  

МВ∙А.

 МВ∙А.

В  конце делается  проверка  правильности  расчёта. Для этого  определяется  поток   мощности  на   противоположном  головном  участке  и  сравнивается  с  потоком   мощности,    полученным    по   первому   закону   Кирхгофа:

Расчёты,   сделанные   по   первому   закону   Кирхгофа   проведены   верно.

Целесообразная величина напряжения определяется по наиболее загруженному   головному   участку   ТЭЦ’ - 2:

 кВ.

Принимается   номинальное   напряжение   для    всей    сети   110  кВ. 

Выбор  сечений  проводов,   сопротивлений  участков,  потерь  мощности  и  напряжения  проводится  аналогично  п.4.1,   результаты  в  табл.4.3.

Общие    потери   мощности   составляют   МВт;           

Потеря    напряжения   от    источника    до    точек    потокораздела:  

%.

Таблица 5

Участок	S, МВ·А	I, А	F,мм2	R, Ом	X, Ом	ΔP, МВт	ΔU, %
РПП - 5	18,1	47,5	120/19	7,47	12,42	0,202	1,67
РПП - 4	68,15	179,77	240/32	3,6	11,16	1,382	3,923
4 - 6	41	107,6	240/32	2,4	7,44	0,333	1,614
6 - 3	18,7	98,15	120/19	4,98	8,28	0,144	1,13
ТЭЦ-1	8	42	120/19	7,47	12,42	0,04	0,72
ТЭЦ - 2	14,3	75,06	150/24	3,42	7,56	0,769	0,7
1-2	0,56	3	120/19	9,96	16,56	0,00026	0,09

Наиболее    тяжелый    послеаварийный    режим   возникает  в  результате   отказа   наиболее   загруженного   участка   ТЭЦ - 2.   При   этом   кольцевая   сеть   превращается   в   магистральную     с   питанием   с   одной   стороны.   Расчётная   схема   линии   представлена   на   рис.4.4. Там же показаны   потоки   мощности  по  участкам,  определенные  по  первому закону Кирхгофа.

 Рисунок  15 - Расчётная   схема    варианта  6 - послеаварийный   режим.

Общая потеря напряжения послеаварийного  режима:

Потери при обрыве наиболее загруженного участка магистрали  РПП-4-6-3 составит % (см.п.4.1)

             Выбор   трансформаторов    и    схемы    ОРУ    на   стороне ВН.

Если   среди   потребителей   подстанции  есть  потребители  первой   или   второй   категории,  то,  согласно   ПУЭ,   требуется   установка двух   трансформаторов.   Номинальная   мощность трансформаторов   выбирается    по    двум    условиям.   

Во-первых,    в   нормальном    режиме    должно    быть    обеспечено    электроснабжение    всех    потребителей:         ;

во-вторых,  в послеаварийном  режиме,  должно быть обеспечено электроснабжение   потребителей   I   и   II   категории      с учётом  допустимой   перегрузки  трансформатора,  оставшегося   в работе:

   . 

Среди   потребителей   ПС1  согласно  заданию   имеются   потребители I  и II категории (55%).  Поэтому предусматривается установка двух  трансформаторов.  Номинальная   мощность   трансформаторов:

            Для  ПС1 выбирается  схема:  мостик  с  выключателем  в   перемычке   и отделителями в цепях трансформатора 110/6  кВ  с трансформаторами  2×6,3  МВ·А.

Среди   потребителей   ПС2  согласно  заданию   имеются   потребители I  и II категории (35%).  Поэтому предусматривается установка двух  трансформаторов.  Номинальная   мощность   трансформаторов:

                                        

Для  ПС2 выбирается  схема: мостик  с  выключателем  в   перемычке   и отделителями в цепях трансформатора и КТПБ   110/6  кВ  с трансформаторами  2×10  МВ·А.

Среди   потребителей   ПС3  согласно  заданию имеются потребители только III категории.  Поэтому устанавливается один трансформатор, мощность которого будет равна:

                                        

Для ПС3 выбирается схема: блок   линия – трансформатор  с разъединителем    и   КТПБ   110/6 кВ  с трансформатором  25  МВ·А.

Среди   потребителей   ПС4  согласно  заданию   имеются   потребители только III категории.  Поэтому предусматривается установка одного трансформаторов.  Номинальная   мощность   трансформаторов:

                                        

Т.к. за ПС4 следует ПС6, у которой имеются потребители I  и II категории, для  ПС4 выбирается  схема: два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны ВН и КТПБ   110/10  кВ  с трансформатором мощностью 25  МВ·А.

Среди   потребителей   ПС5  согласно  заданию   имеются   потребители I  и II категории (45%).  Поэтому предусматривается установка двух  трансформаторов.  Номинальная   мощность   трансформаторов:

                                        

Для  ПС5 выбирается  схема: два блока с выключателями  и неавтоматической перемычкой со стороны  ВН 110/10  кВ  с трансформаторами  2×16  МВ·А.

Среди   потребителей   ПС6  согласно  заданию   имеются   потребители I  и II категории (20%).  Поэтому предусматривается установка двух  трансформаторов.  Номинальная   мощность   трансформаторов:

                                        

Для  ПС6 выбирается  схема: мостик  с выключателем  в   перемычке   и отделителями в цепях трансформатора 2×16  МВ·А.

4.3    Предварительный   расчёт    комбинированной    сети,  вариант № 9

Расчётная  схема  этого  варианта  представлена  на   рис. 4.9. Расчёт   потокораспределения   кольцевого   участка  выполнен  аналогично  п.4.2.  

Целесообразная   величина   напряжения   кольцевого  участка:

 кВ.

Принимается   номинальное    напряжение    для    кольцевого  участка  сети  110  кВ.

Рисунок 16 - Расчётная   схема   варианта 9

Целесообразная   величина   напряжения  радиальных  участков:              

≈110кВ;

кВ.

Таблица 6 - Выбранные  сечения   и   некоторые   параметры   линий комбинированной    сети

Участок	S, МВ·А	I, А	F,мм2	R, Ом	X, Ом	ΔP, МВт	ΔU, %
РПП - 5	18,1	47,558	120/19	7,47	12,42	0,203	1,839
РПП - 4	38	199,421	240/32	7,2	22,32	0,859	4,349
6 - 3	18,7	98,093	120/19	4,98	8,28	0,144	1,139
РПП - 6	30,15	158,264	240/32	10,8	33,48	0,812	5,772
4 - 6	10,85	56,95	120/19	7,6	16,8	0,074	1,313
ТЭЦ - 1	7,56	62,428	120/19	3,735	6,21	0,175	3,24
ТЭЦ - 2	14,8	38.84	120/19	2,24	7,452	0,04	0,6