Электрическая сеть промышленного района

Номер линии	Принятое сечение и марка провода
1	2
1-3	АС-240/32
1-4	АС-150/24
1-4	АС-150/24
3-5	АС-120/19
4-2	АС-120/19
5-7	АС-240/32
2-7	АС-150/24
3-6	АС-120/19
3–4	АС-120/19

 

Расчётные данные для выбранных проводов АС-240/32, АС-185/29 , АС-150/24, АС-120/19 [1, прил.1, табл.1.1] приведены в таблице 4.8.

 

 

 

Таблица 4.8 – Данные выбранных проводов для варианта №2

сечение, F,мм2	R0, Ом/км	X0, Ом/км	В0,10-6 См/км	Q0, Мвар/км
240/32	0,120	0,405	2,81	0,0375
150/24	0,198	0,42	2,70	0,0360
120/19	0,249	0,427	2,66	0,0355

Проведем  расчет потокораспределения по результатам выбора проводов. Расчет проводим в программе RASTR. Исходные данные для этого расчета приведены в таблице 4.9.

 

Таблица 4.9 – Параметры линий электропередач для варианта №2

Линия	1-3	1-4	1-4	3-5	4-2	5-7	2-7	3-6	3-4
Длина, км	37,62	26,73	26,73	31,68	26,73	17,82	15,84	25,74	17,82
Сечение, мм2	240/32	150/24	150/24	120/19	120/19	240/32	150/24	120/19	120/19
R, Ом	4,51	5,29	5,29	7,88	6,65	2,13	3,14	6,41	4,44
X, Ом	15,23	11,22	11,22	13,52	11,41	7,22	6,65	11,41	7,61

Результат расчета режима наибольших нагрузок приведен на рисунке 4.9.

 

 

Рисунок 4.9 – Режим наибольших нагрузок для варианта №2 по результатам выбора проводов

 

Токи в линиях для этого режима приведены на рисунке 4.10.

 

 

Рисунок 4.10 – Токовая нагрузка ЛЭП для варианта №2 по результатам выбора проводов

 

Результаты  расчета послеаварийного режима (отключена линия 1 – 4) приведены на рисунке 4.11.

Рисунок 4.11 – Послеаварийный режим для варианта №2 по результатам выбора проводов

 

Токи в линиях для послеаварийного  режима приведены на рисунке 4.12.

Рисунок 4.12 – Токовая нагрузка ЛЭП для послеаварийного режима (варианта №2)

 

По  результатам расчетов можно сделать  вывод, что данная схема с выбранными выше проводами обеспечивает надежное и качественное электроснабжение потребителей.

5. Выбор числа и мощности трансформаторов подстанций

 

Мощность трансформаторов в  нормальных условиях эксплуатации должна обеспечивать питание электрической энергией всех потребителей, подключенных к данной подстанции. Кроме того, нужно учитывать необходимость обеспечения ответственных потребителей (I и II категорий) электрической энергией в случае аварии на одном из трансформаторов, установленных на подстанции.

На подстанциях, питающих потребителей I и II категорий должно быть установлено не менее двух трансформаторов, желательно одинаковой мощности. Если приходится устанавливать трансформаторы разной мощности, то их различие по мощности не должно превышать соотношения 1:3.

В случае аварии на одном из  трансформаторов,  второй  должен  обеспечить полной мощностью потребителей I и II категорий. Практически это может быть достигнуто путем установки на подстанции двух трансформаторов, номинальная мощность каждого из  которых  будет  рассчитана  на 60...70% максимальной нагрузки подстанции. При установке на подстанции двух трансформаторов, допустимы их технологические перегрузки до 30 – 40% на время ремонта или аварийного отключения одного из них, но не более 6 часов в сутки в течении пяти суток подряд при условии, что коэффициент начальной его загрузки был меньше или равен 0,93.

С учётом допустимых перегрузок, мощность каждого трансформатора из двух рассматриваемых:

                                                       S_т ≥ S_нб/1,4 ,                                               (5.1)

 

где  S_нб – наибольшая мощность нагрузки подстанции.

 

Для потребителей III категории допускается устанавливать один трансформатор, мощностью:

Sт ³ S_нб.        (5.2)

 

Расчетная мощность трансформатора округляется  до ближайшей стандартной в большую  сторону.

Прежде всего, рассчитаем наибольшую нагрузку подстанций, при этом учитываем только те нагрузки, которые подключены к шинам среднего и низшего напряжений:

                                                    

,                                             (5.3)

где cosφ=0,82.

 

Результаты расчетов наибольшей нагрузки подстанций представлены в  таблице 5.1.

 

Таблица 5.1 – Наибольшая нагрузка подстанций

№ узла нагрузки	Наибольшая активная нагрузка подстанции, МВт	Наибольшая полная нагрузка подстанции, МВА
2	12	14,65
3	16	19,51
4	30	36,62
5	24	26,27
6	6	7,32

 

Выбор трансформаторов  производим по [1, прил. 1, табл. 11.2, 11.3]. Результаты выбора количества и мощностей трансформаторов на подстанциях представлены в таблице 5.2.

 

Таблица 5.2 – Выбор количества и мощности трансформаторов подстанций

№ узла нагрузки	Наибольшая нагрузка подстанции Sнб, МВ∙А	Расчетная мощность трансформатора, МВ∙А	Категории потребителей электроэнергии	Кол-во трансформаторов	Номинальная мощность трансформаторов Sном, МВ∙А	Тип трансформаторов
2	14,65	10,46	I, II	2	16	ТДН-16000/110 UВН=115 кВ, UНН=11 кВ.
3	19,51	13,94	I, II	2	16	ТДН-16000/110 UВН=115 кВ, UНН=11 кВ.
4	36,62	26,16	I, II	2	40	ТДТН-40000/110 UВН=115 кВ, UСН=38,5 кВ. UНН=11кВ
5	29,27	20,91	I, II	2	25	ТРДН-25000/110 UВН=115 кВ, UНН=10,5/10,5 кВ.
6	8,5	8,5	III	1	10	ТДН-10000/110 UВН=110 кВ, UНН=11 кВ.

 

 

6. Формирование однолинейной схемы электрической сети

 

При выборе схемы подстанции следует учитывать число присоединений (линий и трансформаторов), требования надежности электроснабжения потребителей и обеспечения пропуска через подстанцию перетоков мощности по межсистемным и магистральным линиям, возможности перспективного развития. Схемы подстанций должны быть составлены таким образом, чтобы была возможность их постепенного расширения и соблюдения требований необходимой релейной защиты и автоматики. Число и вид коммутационных  аппаратов выбираются так, чтобы обеспечивалась  возможность проведения поочередного ремонта отдельных элементов подстанций без отключения соседних присоединений.

Одновременно следует  стремиться к максимальному упрощению  схемы подстанции. Значительную долю в стоимости подстанции составляет стоимость выключателей. Поэтому, прежде всего надо рассмотреть возможность отказа от применения большого числа выключателей на стороне высшего напряжения подстанции.

Количество линий, отходящих  от шин каждого напряжения данной подстанции, можно определить по заданной общей мощности потребителей на шинах среднего и низшего напряжений, руководствуясь табл. 6.1 [2, стр.21].

 

Таблица 6.1 – Ориентировочные  значения мощностей на одну цепь ЛЭП

Напряжение, кВ	6	10	35	110	220	330
Мощность, МВт	0,5-2	1-3	5-10	15-30	90-150	270-450

 

Мощности нагрузок на шинах высшего, среднего, низшего  напряжений каждой подстанции приведены в задании по курсовому проектированию. Результаты расчёта количества линий занесены в табл.6.2

 

Таблица 6.2 – Результаты расчета количества линий электропередачи

Номер узла	Количество радиальных линий от шин высшего, среднего и  низшего напряжений подстанции
	ВН	СН	НН
2	-	-	4
3	1	-	5
4	-	2	6
5	-	-	8
6	-	-	2

 

Разработанная схема для варианта №1 приведена на рисунке 6.1, для варианта №2 – на рисунке 6.2.

 

Для подстанций напряжением 110 кВ (ПС-2 – ПС-5), которые имеют не более  6 присоединений, выбираем схему с одиночной рабочей секционированной выключателем и обходной системами шин [3]. Для ПС-6 напряжением 35 кВ выбираем типовую схему «блок (линия-трансформатор» с выключателем» [3].

Схемы подключения присоединений  на сторонах низшего и среднего напряжений подстанций выбирали так: при одном трансформаторе на подстанции применяется одиночная несекционированная система шин; при двух трансформаторах – одиночная секционированная система шин.

 Рисунок 6.1 – Однолинейная схема сети для варианта №1

 Рисунок 6.2 – Однолинейная  схема сети для варианта №2

 

7. Технико-экономическое сравнение вариантов

 

Сопоставляемые варианты электрической  сети отличаются друг от друга конфигурацией схемы сети, марками и сечениями проводов, типом подстанций в одноименных узлах. У них могут быть различия в надежности электроснабжения, величине напряжений в узлах и т.п. В силу этих обстоятельств у рассматриваемых вариантов будут неодинаковые потери мощности и электроэнергии. Для их осуществления потребуются разной величины капитальные затраты.

Из этого перечня  факторов вытекает, что для сопоставления  вариантов сети необходимо использовать какой-то перечень критериев, т.е. реализовать многокритериальный подход. Но, к сожалению, многим из указанных факторов трудно дать количественную оценку. Поэтому на практике используют однокритериальный способ сопоставления вариантов. В практике проектирования сопоставляют варианты по одному целевому критерию - приведенным затратам.

Предпочтение отдают тому варианту, приведенные затраты  у которого наименьшие.

Проектируемые ВЛ будут  строится на железобетонных опорах. Принимаем II район по гололеду.

Приведённые затраты  находятся по формуле:

 

                   З=р_л·К_л+р_п·К_п+ΔW₀·β₀+ΔW_н·β_н,                                      (7.1)

 

где К_п, К_л – капитальные затраты на постройку подстанций и линий электропередач, тыс. руб.;

р_л, р_п – отчисления на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание (учитывается и банковский процент по ссуде для линий и подстанций):

p_л = 0.12 + 0.028 = 0.148;

p_п = 0.12 + 0.094 = 0.214.

 

Капитальные затраты  на сооружение линий электропередач: