Вывод: в данной главе для
каждого пункта были построены графики нагрузок в именованных единицах, затем,
просуммировав графики, определили максимальную суммарную активную и реактивную
мощности нагрузки, активные мощности источников питания без учёта потерь, а
также нашли часы, в которые достигается максимум нагрузки. После этого была
определена потребная району активная мощность и годовое потребление
электроэнергии, составлен баланс реактивной мощности и выбраны компенсирующие устройства,
также были рассчитаны параметры нагрузки с учётом компенсации реактивной
мощности (Q'i, cosji¢),
необходимые для дальнейших расчётов.
Составим несколько вариантов
схем развития сети, для каждого из вариантов найдём суммарную длину воздушных
линий электропередач. Схема должна быть надежной, гибкой, приспособленной к
разным режимам распределения мощности, возникающих в результате изменений
нагрузок потребителей, а также при плановых и аварийных отключениях.
Схема должна обеспечивать
оптимальный уровень токов к. з.
Построение электрической сети
должно соответствовать условиям охраны окружающей среды.
Одним из важнейших требований к
конфигурации и схеме сети является возможность её построения из унифицированных
элементов - линий и подстанций, с возможно наименьшими изменениями существующей
сети.
Для заданного географического
расположения новых пунктов нагрузки, второго источника питания и имеющейся
схемы старой сети электроснабжения района составим два варианта схемы развития
сети и для каждого из вариантов найдём суммарную длину новых линий (с учётом 5%
надбавки из-за рельефа местности).
Исходя из этих требований
рассмотрим два варианта развития сети:
Во всех пунктах имеются
потребители первой категории, следовательно, все линии должны быть двух цепные
(N = 2).
Сделаем выбор номинального
напряжения для всех воздушных линий. Выбор будем производить по формуле
Илларионова Г. А.:
,
где -
мощность на одну цепь [МВт], - длина [км].
Произведем выбор напряжения
линий для вариантов схем сети.
Прежде, чем определять
напряжения, найдём перетоки активных мощностей по линиям (без учёта потерь
мощности) для обоих вариантов сети.
Так как в первом варианте нагрузка
в пунктах 1, 3 и 5 не изменилась, то и перетоки мощности по линиям ИП1-1, ИП1-3
и 2-5 не изменились, и напряжения остались прежними, поэтому вновь производить
выбор напряжений на этих линиях нецелесообразно. Во втором варианте не
изменилась нагрузка в пункте 1 и 5, соответственно и перетоки мощности не
изменились по этим линиям, поэтому выбор напряжений в этих пунктах производить
не будем.
Таблица 3.1 - Перетоки мощности
по линиям
Географическое расположение
0-4
4-8
8-12
12-16
16-20
20-24
Вариант 1
РИП1-2 = РИП1 - Р1 - Р3
14,6
36,6
51,2
48,8
53,8
14,6
Р2-4 = РИП2 - Р6 - Р4
0,4
1,2
1,6
1,6
2
0,4
Р4-6 = Р6
3,8
15,2
19
19
11,4
3,8
РИП2-4 = РИП2
8,2
28,4
36,6
36,6
33,4
8,2
Вариант 2
РИП1-2 = РИП1 - Р3 - Р6 - Р1
10,8
21,4
32,2
29,8
42,4
10,8
РИП1-3 = Р3 + Р6
13,0
29,0
42
37,4
20,6
13,0
Р2-4 = Р4
4
12
16
16
20
4
Р3-6 = Р6
3,8
15,2
19
19
11,4
3,8
РИП2-2 = РИП2
8,2
28,4
36,6
36,6
33,4
8,2
Проведём расчёт напряжений
только для новых линий и для существующих линий, перетоки мощности по которым
изменяются в связи с развитием сети. Расчёт сведём в таблицу:
Таблица 3.2 - Выбор напряжения
Географическое расположение
Длина, км
Рмакс, МВт
UЭК, кВ
Uном, кВ
Вариант 1
ИП1-2
26,5
53,8
94,57
110
2-4
45,6
2
19,96
110
4-6
23,5
19
59,29
110
ИП2-4
33,8
36,6
81,27
110
Вариант 2
ИП1-2
26,5
42,4
85,5
110
ИП1-3
36,8
42
86,83
110
2-4
45,6
20
61,9
110
3-6
30,9
19
59,83
110
ИП2-2
63,2
36,6
83,18
110
В варианте 1 есть необходимость
перехода на напряжение 110 кВ для линии 2-4, т.к два источника питания с высшим
напряжением сети 110кВ не могут связываться линией 35 кВ.
Итак, напряжение новых линий (ИП2-4
и 4-6) в первом варианте равно 110 кВ, во втором варианте напряжение линий (ИП2-2
и 3-6) такое же, т.е.110 кВ. Напряжение старых линий, по которым изменились
перетоки мощности - 110 кВ.
Критерием для выбора сечений
проводов воздушных линий является минимум приведенных затрат. Сечение провода
выбирается с использованием нормированных значений экономической плотности
тока, при этом необходимо учесть, что эти значения относятся только к
проектируемым линиям и не являются критерием экономической нагрузки
существующих линий. На таких линиях по сравнению с прокладкой дополнительных
цепей или заменой проводов проводами больших сечений допускается превышение (вплоть
до двукратного) нормативных величин плотности тока. [1]
Будем рассматривать только новые
линии и те существующие линии, перетоки мощности по которым изменяются в связи
с развитием сети.
Рассмотрим подробно выбор
сечения проводов для линии 2-4 варианта №1:
Поскольку старая линия 2-4 35кВ
демонтируется в связи с переходом на 110 кВ, то старый провод (АС-95/16) на
новой линии использован быть не может независимо от рассчитанного сечения, так
как провода не перевешиваются с одной линии на другую из-за значительных
повреждений самого провода при монтаже и демонтаже.
МВт
МВАр
МВА
Расчетная токовая нагрузка:
А
Найдём число часов максимума
нагрузки, пердаваемой по линии:
МВт×ч
МВт×ч
МВт×ч
ч/год
По таблице 3.12 [1] определяем
нормированную плотность тока jН = 0,9 А/мм2
(для алюминиевых проводов при ТМАХ от 3000 до 5000 ч/год)
Расчётное сечение провода:
мм2
По таблице 3.15 [1] выбираем
стандартное сечение провода F = 70 мм2 и
соответствующий ему провод АС-70/11.Т. к. для напряжения 110 кВ минимальное
сечение Fmin = 70 мм2.
Выбранное сечение провода
необходимо проверить по двум условиям:
1) По нагреву:
-
допустимое значение длительного тока для провода марки АС-150/24 (таблица 3.15
[1])
Так как N
= 2, то А
265 А > 10,56 А Þ условие выполняется
2) По условиям короны:
Для напряжения 110 кВ
минимальное сечение по условию короны: АС-70/11, следовательно, выбранное
сечение проходит.
По таблице 3.8 [1] определяем
параметры линии:
Ом/км
Þ Ом
Ом/км
Þ Ом
Выбор сечений проводов линий
сведем в таблицу:
Таблица 3.3 - Выбор сечений
проводов для варианта №1
Линия
ИП1-2
2-4
4-6
ИП2-4
РВЛ MAX, МВт
53,8
2
19
36,6
QВЛ MAX, МВАр
20, 19
0,24
4,48
12,01
SВЛ MAX, МВА
57,46
2,01
19,52
38,52
UНОМ, кВ
110
110
110
110
IРАСЧ, А
150,8
5,28
51,2
101,1
TMAX, ч/год
4612
4068
4294
4674
jН, А/мм2
0,9
0,9
0,9
0,9
FРАСЧ, мм2
167,6
5,87
56,9
112,3
Марка провода
АС-120/19
АС-70/11
АС-70/11
АС-120/19
Проверка по нагреву
IДОП, А
390
265
265
390
IРАБ. MAX,
А
301,6
10,56
102,4
202,2
Проверка по короне
Fmin, мм2
70
70
70
70
F, мм2
120
70
70
120
Определение параметров линии
r0, Ом/км
0,244
0,422
0,422
0,244
x0, Ом/км
0,427
0,444
0,444
0,427
LВЛ, км
26,5
45,6
23,5
33,8
RВЛ, Ом
3,24
9,62
4,96
4,12
XВЛ, Ом
5,66
10,12
5,22
7,22
Таблица 3.4 - Выбор сечений
проводов для варианта №2