Проектирование районной электрической сети

 

5. Проверка выбранных  сечений 

5.1. Проверка выбранных  сечений по условиям короны

 

Потери на корону зависит  от напряжённости электрического поля. Увеличение диаметра провода влечёт за собой почти прямо пропорциональное снижение рабочей напряжённости. Поэтому для снижения потерь мощности на корону сечения проводов необходимо увеличивать.

Проверка выбранных  сечений по условиям короны проводится для воздушных линий электропередачи  напряжением 35 кВ и выше, которые прокладываются по трассам свыше 1000 м над уровнем моря. При более низких отметках проверка по условиям короны не производится, если количество проводов в фазе и их диаметр равны или больше минимально допустимых сечений и диаметров проводов по условиям короны, то определяется по справочнику.

По справочным данным  для воздушных линий электропередачи 110 кВ минимально допустимое сечение  по условиям короны сталеалюминевого провода 70 мм², диаметр провода 11.4 мм (соответственно провод АС70/11).

Участки А-1,В-3 и 2-3 первого  варианта конфигурации электрической  сети района проходят по условиям короны, а на участках 1-2, А-4 и В-4    принимаем провода АС70/11 с длительнодопустимый током 265А.

Аналогично проведём проверку для второго варианта. Все участки второго варианта конфигурации электрической сети района проходят по условиям короны, кроме участка 2-3 на котором принимаем провод АС70/11 с длительнодопустимый током 265А.

 

5.2 Проверка выбранных  сечений по механической прочности  опор

 

Так как для сооружения ВЛ применяют унифицированные или типовые опоры, то выбранные сечения должны находиться в границах используемых сечений для каждого типа применяемых опор.

Еcли расчётное сечение участка сети превысит верхнюю границу использования максимального сечения проводов ВЛ для выбранного класса напряжения, то следует рассмотреть вариант усиления сети (переход на высший класс напряжения или использование двухцепной линии).

Для сооружения ВЛ районной сети в обоих вариантах конфигурации схемы применяем стальные опоры. Соответственно для опор данного типа при номинальном напряжении сети 110 кВ по условиям механической прочности максимально допустимое сечение по справочным данным 240 мм²

       В  первом варианте конфигурации  электрической сети района участок    А-1 не проходит по данному условию. Выполняем этот участок двухцепной линией.

А-1: 2АС150/24 мм² ; I _дл.д=450А

Во втором варианте конфигурации электрической сети района  участки  А-1 и 4-В не проходят по данному условию. Выполняем эти участки двухцепной линией.

А-1: 2АС185/24мм², I _дл.д=520А

4-В: 2АС150/24 мм² ; I _дл.д=450А

 

5.3. Проверка по допустимому нагреву

 

При протекании тока по проводнику происходит нагрев проводника и его  изоляции. Чтобы обеспечить длительную работу проводов, их температура не должна превосходить предельно допустимой температуры, которой соответствуют вполне определённые токи при определённых условиях охлаждения (температура окружающей среды, условие прокладки проводников).

В послеаварийном режиме по проводам протекает ток значительно  выше, чем в нормальном режиме. Проверка по допустимой токовой нагрузке в послеаварийном режиме производится по следующей формуле:

где -наибольший из средних за полчаса токов линии в нормальном, ремонтном и послеаварийных режимах;

-допустимый длительный ток провода  с учетом поправочных коэффициентов  на условия прокладки и температуру  окружающей среды.

  По итогам предыдущих  проверок выбранных сечений исходные  схемы получили изменения. Проверим  выбранные сечения по допустимой токовой нагрузки в послеаварийном режиме для первого варианта конфигурации схемы районной сети.

Рассмотрим участок  А-1 (вариант 1),  выполненный двухцепной линией. Для него аварийным режимом будем считаться отключение одной цепи, тогда вся мощность будет протекать по неповреждённой цепи (см. рис.4а).

 

 

Рисунок 4а

 

Следовательно, потокораспределение  не меняется.

I_ав = I_{р А2} ≤ I_доп

I_ав.А1 =277,3≤450А

I_ав.В3 =248,1≤605А

I_ав.12 =73≤265А

I_ав.23 =102,2≤390А

Затем рассмотрим участок 4-В (вариант 1),  выполненный двухцепной линией. Для него аварийным режимом будем считаться отключение одной цепи, тогда вся мощность будет протекать по неповреждённой цепи           (см. рис.4б).

 

 

Рисунок 4б

 

Следовательно, потокораспределение  не меняется.

I_ав.А4 =46,7≤265А

I_ав.4В =46,7≤265А

Таким образом, по результатам  проверки все провода прошли проверку по допустимому нагреву.

Рассмотрим участок  А-1 (вариант 1),  выполненный двухцепной линией. Для него аварийным режимом будем считаться отключение одной цепи, тогда вся мощность будет протекать по неповреждённой цепи. Так же рассмотрим участок  2-3, выполненный одноцепной линией, режим работы  в аварийном режиме (см. рис.5).

 

Рисунок 5

I_ав.43 = ≤520А

I_ав.В4 = ≤520А

Все провода прошли проверку по длительно допустимому току.

 

6. Выбор трансформаторов подстанций

При выборе трансформаторов, как правило, определяющим условием является не экономический критерий, а нагрузочная способность, то есть мощность трансформаторов следует выбирать по допустимой нагрузке.

В практике проектирования на подстанциях всех категорий предусматривается  установка двух трансформаторов, большее  их число устанавливают в специальных  случаях, что не относится к данному  курсовому проекту.

Мощность трансформаторов выбирается по нагрузке пятого года эксплуатации подстанции. При выборе трансформаторов на понижающие подстанции необходимо учитывать:

1. заполнение суточного графика нагрузки;
2. продолжительность максимума нагрузки;
3. летние недогрузки трансформаторов;
4. зимние температуры воздуха;
5. перегрузочные способности трансформаторов в зависимости от системы охлаждения.

При отсутствии подробной информации о графиках нагрузки подстанций (что имеет место  в данном курсовом проекте) допускается  упрощённый выбор трансформаторов, в котором мощность каждого из двух трансформаторов выбирается по двум условиям:

1) по загрузке в нормальном режиме:

S_Тном

;

2) по перегрузке в послеаварийном режиме:

S_Тном

  ,

где  Sm-максимальная нагрузка подстанции в нормальном режиме;

k_ав – допустимый коэффициент перегрузки трансформаторов в                           аварийных случаях;

k_1-2 – коэффициент участия в нагрузке потребителей I и II категорий.

Значение К_ав в соответствии с ПУЭ берётся равным 1.4, что допускает перегрузку трансформатора на 40% в течение не более 5 суток на время максимумов нагрузки продолжительностью не более 6 ч в сутки. Коэффициент К_1-2= 1, так как нагрузка III категории питается совместно с нагрузкой I и II категории.

Сначала рассчитаем максимальную нагрузку подстанций в нормальном режиме:

 Выберем трансформаторы подстанций по данным условиям:

1) по загрузке в нормальном режиме

2) по перегрузке в послеаварийном режиме

Из стандартного ряда выбираем трансформатор по наибольшему  значению мощности из двух условий  в соответствии с напряжением  проектируемой сети (напряжение сети 110 кВ). На трансформаторных подстанциях принимаем трансформаторы типа:

1: ТРДН-25000/110/10

2: ТДН-10000/110/10

3: ТДН-10000/110/10

4: ТДН-10000/110/10

 

7. Выбор схем присоединения  подстанций и коммутационных  схем

 

В зависимости от способа  присоединения сети различают следующие  типы подстанций: тупиковые, ответвительные, проходные и узловые. Ответвительные и проходные подстанции располагаются, как правило, между двумя центрами питания, поэтому их объединяют термином «промежуточные». Через шины проходных и узловых подстанций осуществляется переток мощностей, поэтому их так же называют транзитными.

К сети трансформаторы подстанций присоединяются посредством коммутационных аппаратов. Схемы присоединений называются коммутационными или схемой распределительного устройства (РУ). Для подстанций свыше 35 кВ разработаны типовые коммутационные схемы, каждая из которых имеет свою область применения.

Исходя из вышесказанного, определим для каждого варианта конфигурации электрической сети района тип присоединения подстанций к  сети высокого напряжения и схемы РУ подстанций.

В первом варианте подстанции 2 и 3 по способу присоединения к сети ВН являются проходными, подстанции 1 и 4 – узловыми.

Во втором варианте подстанция 1 по способу присоединения к сети ВН являются узловой, подстанции 1, 3 и 4 – проходными.

Для распределительных  устройств узловых подстанций выберем типовую схему «сдвоенный мостик с выключателями в цепях трансформатора» (6Н); для проходных – «мостик с выключателем перемычки и выключателями в цепях трансформатора» (5Н) (см.рис.6).

 

Рисунок 6

 

 

 

 

 

 

 

8. Технико-экономический расчет и сравнение вариантов сети

 

 

В условиях рыночных отношений  между производителями и потребителями  электрической энергии выбор  варианта развития электрической сети должен учитывать множество факторов, среди которых необходимо назвать  следующие:

1. срок строительства электрической сети;
2. начальные капитальные затраты на её сооружение;
3. темпы инфляции и рост стоимости затрат за время сооружения;
4. учетную ставку банка за выданную ссуду на сооружение сети;
5. тариф на электроэнергию и его изменение;
6. эксплуатационные расходы за весь срок службы.

Экономическим критерием, по которому определяют наивыгоднейший вариант, является минимум приведённых  затрат, вычисляемый по формуле:

,

где К – капитальные вложения на сооружение электрической сети;

Е_н – нормативный коэффициент (принимаем равным 0.15);

И – издержки за весь срок службы электрической  сети.

Капитальные вложения  К можно представить как сумму  капитальных вложений в подстанции Кпс и капитальных вложений в  линии Кл:

К=К_пс+К_л

Капитальные вложения в подстанции  определяется как:

К_пс=К_т+К_ОРУ+К_пост,

        где К_т-капитальные вложения в трансформаторы;

К_ОРУ-капитальные вложения в открытое распределительное устройство;

К_пост-постоянная часть затрат.

Найдем капиталовложения в линию для первого варианта схемы:

 

 

 

Участок	Наименование сечения	Длина линии, км	Стоимость ВЛ, тыс. руб./км	Сумма, тыс. руб.
А1 В3 12 23 А4 В4	2АС150/24 АС240/32 АС70/11 АС120/19 АС70/11 АС70/11	40 20 20 20 20 20	1590 1170 1050 1050 1050 1050	63600 23400 21000 21000 21000 21000
ИТОГО:				171000

 

Найдем капиталовложения в линию для второго варианта схемы:

 

Участок	Наименование сечения	Длина линии, км	Стоимость ВЛ, тыс. руб./км	Сумма, тыс. руб.
А1 12 23 34 4В	2АС185/24 АС150/24 АС70/11 АС185/24 2АС150/24	40 20 20 20 40	1795 1050 1050 1170 1590	71800 21000 21000 23400 63600
ИТОГО:				200800