Рисунок 1.1 - План проектируемого района

Таблица 1.2- Расстояния между узлами

2. Разработка схем электрической сети района

Из конечного множества вариантов схем соединения источников питания с потребителями электрической энергии выбраны пять, характеризующиеся одинаковой надежностью, но различной протяженностью (рисунок 2.1). В соответствии с [16] потребители I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых источников питания, и перерыв в их электроснабжении допускается лишь на период автоматического включения резервного питания. В большинстве случаев двухцепная линия не удовлетворяет требованиям надежности электроснабжения потребителей I категории, так как при повреждении опор при гололеде возможен полный перерыв питания. Для таких потребителей необходимо предусматривать не менее двух отдельных линий. Для потребителей II категории в большинстве случаев также предусматривают питание по двум отдельным линиям либо по двух цепной линии. Однако, учитывая непродолжительность времени аварийного ремонта воздушных линий, электроснабжение нагрузок II категории допускается производить по одной воздушной линии. Для потребителей III категории достаточно питания по одной линии.

Вариант1 Вариант2

Вариант3 Вариант4

Вариант5

Рисунок 2.1 - Варианты схем проектируемого района

3. Предварительное распределение мощностей

3.1 Предварительное распределение мощностей для варианта 1

«Разрежем» схему первого варианта по источникам питания. Получим две независимых схемы (рисунок 3.1). Обе схемы представляет собой линии с двухсторонним питанием. Найдём потоки активной мощности в них:

Рисунок 3.1 - Распределение мощностей для варианта 1

МВт;

МВт;

МВт;

МВт;

МВт.

3.2 Предварительное распределение мощностей для варианта 2

Рисунок 3.2 - Распределение мощностей для варианта 2

МВт;

МВт;

МВт;

МВт;

МВт;

МВт;

МВт.

3.3 Предварительное распределение мощностей для варианта 3

Рисунок 3.3 - Распределение мощностей для варианта 3

МВт;

МВт;

МВт;

МВт;

МВт;

МВт.

3.4 Предварительное распределение мощностей для варианта 4

Рисунок 3.4 - Распределение мощностей для варианта 4

МВт;

МВт;

МВт;

МВт;

МВт.

3.5 Предварительное распределение мощностей для варианта 5

Рисунок 3.5 - Распределение мощностей для варианта 5

МВт;

МВт;

МВт;

МВт;

МВт.

4. Выбор номинальных напряжений

Номинальное напряжение определяют по формуле:

, (4.1)

где l - длина линии;

Р - мощность, передаваемая по линии.

Для остальных линий расчет аналогичен. Поэтому полученные результаты сводим в таблицу.

Таблица 4.1 - Номинальные напряжения для варианта 1

Принимаем номинальное напряжение линий кВ.

Таблица 4.2 - Номинальные напряжения для варианта 2

Принимаем номинальное напряжение линий кВ.

Таблица 4.3 - Номинальные напряжения для варианта 3

Принимаем номинальное напряжение линий кВ.

Таблица 4.4 - Номинальные напряжения для варианта 4

Принимаем номинальное напряжение линий кВ.

Таблица 4.5 - Номинальные напряжения для варианта 5

Принимаем номинальное напряжение линий кВ.

5. Выбор сечения и марки проводов

5.1 Выбор сечений и марок проводов для варианта 1

Токи в линиях определяют по формуле:

, (5.1)

где U_н - номинальное напряжение линии.

А;

А;

Для остальных линий расчет аналогичен. Поэтому полученные результаты целесообразно свести в таблицу.

Таблица 5.1 - Токи линий

Выбираем сталеалюминевые провода, для которых экономическая плотность тока:

.

Расчетные сечения проводов определяют по формуле:

, (5.2)

где - экономическая плотность тока.

мм².

Таблица 5.2 - Расчетные сечения проводов

В соответствии с полученными расчетными сечениями проводов выбираем марку провода и длительно допустимые токи. Проверку производят при протекании максимального тока по линии по условию:

I_ав < I_доп. (5.3)

Таблица 5.3 - Марка проводов и длительно допустимые токи

Выбранные провода удовлетворяют заданному условию.

5.2 Выбор сечений и марок проводов для варианта 2

Таблица 5.4 - Токи в линиях

Выбираем сталеалюминевые провода, для которых экономическая плотность тока:

.

Таблица 5.5 - Расчетные сечения проводов

В соответствии с полученными расчетными сечениями проводов выбираем марку провода и длительно допустимые токи.

Таблица 5.6 - Марка проводов и длительно допустимые токи

Выбранные провода удовлетворяют заданному условию

5.3 Выбор сечений и марок проводов для варианта 3

Таблица 5.7 - Токи в линиях

Выбираем сталеалюминевые провода, для которых экономическая плотность тока:

.

Таблица 5.8 - Расчетные сечения проводов

В соответствии с полученными расчетными сечениями проводов выбираем марку провода и длительно допустимые токи.

Таблица 5.9 - Марка проводов и длительно допустимые токи

Выбранные провода удовлетворяют заданному условию.

5.4 Выбор сечений и марок проводов для варианта 4

Таблица 5.10 - Токи в линиях

Выбираем сталеалюминевые провода, для которых экономическая плотность тока:

.

Таблица 5.11 - Расчетные сечения проводов

В соответствии с полученными расчетными сечениями проводов выбираем марку провода и длительно допустимые токи.

Таблица 5.12 - Марка проводов и длительно допустимые токи

Выбранные провода удовлетворяют заданному условию.

5.5 Выбор сечений и марок проводов для варианта 5

Таблица 5.13 - Токи в линиях

Выбираем сталеалюминевые провода, для которых экономическая плотность тока:

.

Таблица 5.14 - Расчетные сечения проводов

В соответствии с полученными расчетными сечениями проводов выбираем марку провода и длительно допустимые токи.

Таблица 5.15 - Марка проводов и длительно допустимые токи

Выбранные провода удовлетворяют заданному условию.

6. Определение потерь мощности в линиях

Воздушные линии электропередачи 110 кВ и выше длинной до 300 - 400км обычно представляются П - образными схемами замещения с сосредоточенными параметрами (рисунок 2.1): - активное сопротивление учитывает потери активной мощности на нагрев провода, - индуктивное сопротивление определяет магнитное поле, возникающее вокруг и внутри провода, - активная проводимость учитывает затраты активной мощности на ионизацию воздуха (потери мощности на корону) и токи утечки через изоляторы, которыми для ВЛ можно пренебречь, - ёмкостная проводимость обусловлена ёмкостями между проводами разных фаз и ёмкостью провод-земля.

Рисунок 6.1--Схема замещения линии 110 кВ

Активное сопротивление определяют по формуле:

, (6.1)

где --удельное сопротивление линии при 20°С, Ом/км;

l--длина линии, км.

При выполнении расчётов установившихся режимов сети отличие эксплуатационной температуры от 20⁰С не учитывается, согласно ГОСТ 839-80.

Реактивное сопротивление определяют по формуле:

, (6.2)

где - удельное сопротивление линии, Ом/км;

l - длина линии, км.

Реактивную проводимость определяют по формуле:

, (6.3)

где - удельная ёмкостная проводимость, См/км.

Рисунок 6.2--Упрощённая схема замещения линии 110 кВ

При выполнении проектных расчётов установившихся нормальных режимов сетей с напряжениями до 110 кВ допустимо использовать упрощенные схемы замещения (рисунок 2.2), в которых удельные ёмкостные проводимости заменяют удельными зарядными мощностями соответствующих линий.

, (6.4)

Таблица 6.1 - Марка и характеристики проводов

Определяем параметры линии А-3:

Ом;

Ом;

См.

Определяем потери активной и реактивной мощности в линии А-3:

МВт;

МВАр.

Аналогично находятся потери мощности в других линиях.

Таблица 6.2 - Параметры линий и потери мощности для варианта 1

Таблица 6.3 - Параметры линий и потери мощности для варианта 2

Таблица 6.4 - Параметры линий и потери мощности для варианта 3

Таблица 6.5 - Параметры линий и потери мощности для варианта 4

Таблица 6.6 - Параметры линий и потери мощности для варианта 5

7. Выбор трансформаторов

Мощность трансформатора 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 и в случае аварии на одном из трансформаторов, установленных на подстанции. Следует отметить, что повреждения трансформаторов на понижающих подстанциях, сопровождающиеся их отключением, довольно редки, однако с их возможностью следует считаться, особенно если к подстанции подключены потребители I и II категорий, не терпящие перерывов в электроснабжении. Поэтому, если подстанция питает потребителей укачанных категорий, на ней должно быть установлено не менее двух трансформаторов. В случае аварии на одном из трансформа торов второй должен обеспечить полной мощностью названных потребителей. Практически это может быть достигнуто путем установки на подстанции двух трансформаторов, номинальная мощность каждого из которых, будет рассчитана на 70% максимальной нагрузки подстанции.

При оценке мощности, которая будет приходиться в послеаварийном режиме на оставшийся в работе трансформатор, следует учитывать его перегрузочную способность. В противном случае можно без достаточных оснований завысить установленною мощность трансформаторов и тем самым увеличить стоимость подстанции. В послеаварийных режимах допускается перегрузка трансформаторов до 140% на время максимума (не более 6 ч в сутки на протяжении не более 5 суток). Такая перегрузка может быть допущена при условии, что система обладает передвижным резервом трансформаторов. Следует учитывать, что при аварии на одном из параллельно работающих трансформаторов допускается отключение потребителей III категории. Практически это осуществимо в том случае если потребители III категории питаются по отдельным линиям.

Если вся нагрузка состоит из потребителей только III категории, на подстанции может быть установлен один трансформатор, рассчитанный на всю подключенную на момент максимума мощность. Некоторые потребители II категории, терпящие перерывы в электроснабжении, также могут питаться от однотрансформаторных подстанций, особенно при наличии в системе передвижного резерва трансформаторов. Трансформатор является надежным элементом электрической системы, выходящим из строя в результате аварии не чаше одного раза в 15 лет.

Таблица 7.1 - Типы выбранных трансформаторов

Таблица 7.2 - Характеристики выбранных трансформаторов

8. Определение потерь мощности в трансформаторах

Переменные потери определяют по формуле:

, (8.1)

где - мощность трансформатора, МВ•А;

- нагрузка подстанции, МВ•А.

кВт;

МВАр;

Определяем постоянные потери:

кВт;

кВАр.

Таблица 8.1 - Потери мощности в трансформаторах

9. Баланс активных и реактивных мощностей в системе

Выполним расчет баланса активных и реактивных мощностей в системе для варианта 1.

Уравнение баланса активной мощности:

, (9.1)

где УР_г - суммарная мощность источников, МВт;

УР_н - суммарная мощность нагрузки;

УР_л, УР_т - суммарные потери мощности в линиях, трансформаторах;

Р_с.н - расход на собственные нужды.

МВт.

Уравнение баланса реактивной мощности

, (9.2)

где - зарядная мощность линий, МВАр.

, (9.3)

В нашем случае приходная часть баланса

МВАр.

Определим зарядные мощности линий

 МВАр.

Таблица 9.1 - Зарядные мощности линий для варианта 1

Нагрузка сети:

МВАр.

Подсчитываем расходную часть баланса:

75,02•0,95+9,85-7,02+14,75+1,44=90,29 МВАр.

Убеждаемся, что в проектируемой сети вырабатывается реактивной мощности больше, чем потребляется (96,88 МВАр > 90,29 МВАр), поэтому нет необходимости в установке компенсирующих устройств.

Для остальных вариантов расчет аналогичен.

Таблица 9.2 - Баланс активных реактивных мощностей

Учитывая полученные данные, делаем вывод, что установка компенсирующих устройств не требуется ни в одном варианте.

10. Выбор схем подстанций

В соответствии с рекомендациями [2] выбираем для транзитных подстанций схему с одной секционированной системой шин и с обходной системой шин. Для тупиковых подстанций выбираем схему мостик с выключателем в перемычке и цепях линий.

Таблица 10.1 - Схемы подстанций для варианта 1

Таблица 10.2 - Схемы подстанций для варианта 2

Таблица 10.3 - Схемы подстанций для варианта 3

Таблица 10.4 - Схемы подстанций для варианта 4

Таблица 10.5 - Схемы подстанций для варианта 5

11. Технико-экономическое сравнение вариантов

11.1 Определение капитальных вложений во все элементы электрической сети варианта 1

Экономическим критерием, по которому определяют наивыгоднейший вариант, является минимум приведенных затрат, вычисляемых по формуле

, (11.1)

где - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, ;

- единовременные капиталовложения в сооружаемую сеть, тыс.руб.;

- ежегодные эксплуатационные расходы (издержки), тыс.руб.;

У - математическое ожидание народнохозяйственного ущерба от нарушения электроснабжения.

Капитальные вложения в линии определяют по формуле

, (11.2)

где - стоимость одного километра линии, тыс.руб./км.;

- длина линии, км.

Тогда:

Таблица 11.1 - Капитальные вложения в линии

По [15] принимаем удельную стоимость потерь энергии:

в = 1,75 ? 10^-2 руб/кВт•ч.

Число часов максимальных потерь в году определяют по формуле:

, (11.3)

где Т_max - число часов использования максимума нагрузок, ч.

ч.

Издержки на потери в линии определяют по формуле:

, (11.4)

где - суммарные переменные потери мощности в сети, МВт;

-суммарные потери холостого хода трансформатора, МВт.

т.р.

Ущерб при аварийном отключении определяют по формуле:

, (11.5)

где б - удельный годовой ущерб от аварийных ограничений электроснабжения [15], б = 6 ? 10³ т.р.;

е - степень ограничения потребителя (е = 1 при полном отключении потребителя, е < 1 - при частичном);

Т_в - среднее время восстановления элемента [15], Т_в = 1,1 ;

- параметр потока отказов элемента [15], = 1•10^-3 .

т.р.

Капиталовложения в РУ-110 кВ определяют как произведение количества высоковольтных выключателей на их стоимость:

т.р.

Приведенные затраты для первого варианта:

т.р.

Таблица 11.2 - Экономические показатели для варианта 1

Расчет для оставшихся вариантов аналогичен, поэтому целесообразно свести полученные данные в таблицу.

Таблица 11.3 - Экономические показатели всех вариантов

Затраты варианта 1 превосходят затраты варианта 4 на 5%, поэтому их можно считать равноценными. Для дальнейшего рассмотрения выбираем 1 вариант, так как кольцевая схема является более надежной.

12. Электрический расчет максимального режима

Рисунок 12.1 - Схема замещения сети

Определяем расчётную нагрузку подстанций, для чего приводим нагрузку к шинам высшего напряжения по формуле:

, (12.1)

где - зарядная мощность линии, определяемая по формуле:

. (12.2)

Определим расчетную нагрузку на подстанции 1.

МВАр;

Таблица 12.1 - Информация по узлам сети

Таблица 12.2 - Информация по ветвям сети

Находим распределение мощностей без учета потерь мощности в линиях:

МВ•А;

МВ•А;

МВ•А;

МВ•А;

МВ•А;

Находим действительное распределение мощностей с учетом потерь мощности в линиях. Расчет начинаем с точки раздела мощностей.

Рисунок 12.2 - Точки раздела мощностей

Определим потери в линиях:

Обозначим - мощность в конце линии .

Потери мощности в линии :

Мощность в начале линии :

.

Так как расчет мощности на остальных участках аналогичен, то результаты сводим в таблицу 14.6.

Определяем напряжение на шинах высшего напряжения (ВН) подстанций. Для обеспечения встречного регулирования напряжения считаем, что напряжение на шинах источников питания в режимах наибольших нагрузок поддерживается на уровне 121 кВ.

Определяем потерю напряжения в линии А-3:

.

Напряжение на шинах высокого напряжения подстанции 3:

.

Так как дальнейший расчет аналогичен, полученные данные сводим в таблицу 14.6.

Определяем потери напряжения в трансформаторах:

.

Таблица 12.3 - Потери мощности в трансформаторах

Определяем напряжение на шинах низшего напряжения (НН) подстанций, приведенное к ступени высшего напряжения:

.

Таблица 12.4 - Напряжения на шинах НН подстанций

Переходим к регулированию напряжения на проектируемых подстанциях и определению действительных напряжений на шинах низшего напряжения. Все выбранные трансформаторы снабжены устройством для регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) с диапазоном регулирования .

В соответствии с [16] задаемся желаемым напряжением на шинах низшего напряжения подстанций:

.

Расчетные ответвления определяют по формуле:

, (12.3)

где U_ПР - приведенное к высокой стороне напряжение на шинах низшего напряжения подстанций, кВ;

U_Н - номинальное напряжение обмотки низшего напряжения трансформатора, кВ;

U₀ - напряжение выбранного регулировочного ответвления, кВ.

.

Таблица 12.5 - Расчетные ответвления

По расчетным ответвлениям выбираем ближайшие стандартные ответвления и сводим в таблицу 12.6.

Таблица 12.6 - Стандартные ответвления

Действительные напряжения на шинах низшего напряжения подстанций определяют по формуле:

. (12.4)

.

Таблица 12.7 - Действительные напряжения на шинах низшего напряжения подстанций

Находим отклонения напряжения от желаемого:

.

Таблица 12.8 - Отклонения напряжения

Поскольку отклонения напряжения не превышают нормированные [16] (5%) считаем, что работа трансформаторов с выбранными стандартными ответвлениями обеспечит потребителей качественным напряжением.

13. Расчет минимального режима

В задании на проектирование указано, что в минимальном режиме величина нагрузки составляет 30% максимальной. Определяем нагрузки подстанций:

;

;

;

;

;

;

В целях экономии электроэнергии и улучшения условий регулирования напряжения принимаем, что в минимальном режиме на каждой подстанции остается в работе только один трансформатор, а второй отключается от сети.

Определяем потери мощности в трансформаторах по формуле (8.1):

;

.

Таблица 13.1 - Потери мощности в трансформаторах в минимальном режиме

Определяем расчетную нагрузку подстанций по формуле (12.1)

Таблица 13.2 - Расчетная нагрузка подстанций

Находим распределение мощностей без учета потерь мощности в линиях:

МВ•А;

МВ•А;

МВ•А;

МВ•А;

МВ•А;

Далее электрический расчет для минимального режима выполняется аналогично расчету максимального режима. Полученные результаты сводим в таблицу 14.6 и переходим к регулированию напряжения на проектируемых подстанциях и определению действительных напряжений на шинах низшего напряжения. Все выбранные трансформаторы снабжены устройством для регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) с диапазоном регулирования .

В соответствии с [16] задаемся желаемым напряжением на шинах низшего напряжения подстанций:

.

Определяем расчетные ответвления по формуле (12.3):

.

Таблица 13.3 - Расчетные ответвления

По расчетным ответвлениям выбираем ближайшие стандартные ответвления и сводим их в таблицу 13.4.

Таблица 13.4 - Стандартные ответвления

Определяем действительные напряжения на шинах низшего напряжения подстанций по формуле (12.4):

.

Таблица 12.5 - Действительные напряжения на шинах низшего напряжения подстанций

Находим отклонения напряжения от желаемого:

.

Таблица 12.6 - Отклонения напряжения

Поскольку отклонения напряжения не превышают нормированные [16] (5%) считаем, что работа трансформаторов с выбранными стандартными ответвлениями обеспечит потребителей качественным напряжением.

14. Расчет послеаварийного режима

Рассчитаем тяжелый режим аварийного отключения наиболее загруженных линий, приводящих к наибольшим снижениям напряжения в сети и на понижающих подстанциях. Такими режимами для проектируемой сети является отключение одной цепи линий А-1 и А-3 и линии 3-5 в максимальном режиме нагрузок. Производим заново расчет потоков мощностей и напряжений с учетом изменений потерь мощности и потерь напряжения в сети по формуле (12.1):

Обозначим - мощность в конце линии .

Потери мощности в линии :

Мощность в начале линии :

.

Так как расчет мощности на остальных участках аналогичен, то результаты сводим в таблицу 14.6.

Определим токи, протекающие по линиям в послеаварийном режиме с целью окончательной проверки выбранных проводов на нагрев. Для определения токов воспользуемся формулой:

. (14.1)

.

Для сравнения полученные результаты сводим в таблицу.

Таблица 14.1 - Сравнение допустимых и расчетных токов

Все выбранные провода удовлетворяют условию .

Далее электрический расчет для послеаварийного режима выполняется аналогично расчету максимального режима. Полученные результаты сводим в таблицу 14.6 и переходим к регулированию напряжения на проектируемых подстанциях и определению действительных напряжений на шинах низшего напряжения. Все выбранные трансформаторы снабжены устройством для регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) с диапазоном регулирования .

В соответствии с ПУЭ задаемся желаемым напряжением на шинах низшего напряжения подстанций:

.

Определяем расчетные ответвления по формуле (12.3):

.

Таблица 14.2 - Расчетные ответвления

По расчетным ответвлениям выбираем ближайшие стандартные ответвления и сводим их в таблицу.

Таблица 14.3 - Стандартные ответвления

Определяем действительные напряжения на шинах низшего напряжения подстанций по формуле (12.4):

.

Таблица 14.4 - Действительные напряжения на шинах низшего напряжения подстанций

Находим отклонения напряжения от желаемого:

.

Таблица 14.5 - Отклонения напряжения

Поскольку отклонения напряжения не превышают нормированные [16] (10%) считаем, что работа трансформаторов с выбранными стандартными ответвлениями обеспечит потребителей качественным напряжением.

Для сравнения, данные, полученные при расчете основных режимов, целесообразно свести в таблицу.

Таблица 14.6 - Расчетные данные основных режимов

15. Механический расчет проводов

В соответствии с заданием электрическая сеть проектируется для II района по гололеду с толщиной стенки гололеда и III района по ветру со скоростным напором ветра с температурами , и ; коэффициент, учитывающий неравномерность давления ветра по пролету , при и при ; коэффициент лобового сопротивления равный для проводов диаметром менее и для всех проводов покрытых гололедом , и для проводов диаметром более ; температура образования гололеда .

15.1 Механический расчет провода АС240

Исходные данные для определения расчетных нагрузок: сечение алюминия , сечение стали ,общее сечение провода , диаметр провода , масса провода .

Удельная нагрузка от собственной массы провода:

кгс/м·мм².

Удельная нагрузка от массы гололеда:

кгс/м·мм².

Удельная нагрузка от массы провода с гололедом:

кгс/м·мм².

Удельная нагрузка от ветра на провод без гололеда:

кгс/м·мм².

Удельная нагрузка от ветра на провод с гололедом:

Удельная нагрузка от ветра и веса на провода без гололеда:

кгс/м·мм².

Удельная нагрузка от ветра и веса на провода с гололедом:

кгс/м·мм².

По [19] выбираем для провода АС240 модуль упругости , температурный коэффициент линейного удлинения , допускаемое напряжение при наибольшей нагрузке , допускаемое напряжение при низшей температуре , допускаемое напряжение при среднегодовой температуре .

Определяем критические пролеты:

Задаемся расчетным пролетом . Рассчитываем режим, при котором провода покрыты гололедом, t_г = - 5 ⁰С, ветра нет:

;

;

.

Стрела провеса:

.

Рассчитаем режим при t = - 5 ⁰С без гололеда с ветром:

;

;

.

Стрела провеса:

.

Рассчитаем режим при t = 0 ⁰С без ветра и гололеда:

;

;

.

Стрела провеса:

.

Рассчитаем режим при , гололеда и ветра нет:

;

;

.

Стрела провеса:

.

Рассчитаем режим при , провода не покрыты гололедом, ветра нет:

;

;

.

Стрела провеса:

.

Рассчитаем режим при , гололеда и ветра нет:

;

;

.

Стрела провеса:

.

Выполнив расчет, убеждаемся, что ни в одном из рассчитанных режимов напряжение в материале провода не достигло допустимых значений.

Максимальное значение стрелы провеса провода достигается при максимальной температуре.

Выбираем тип промежуточной опоры для рассчитанного режима. Определяем расчетную высоту опоры от поверхности земли до нижней траверсы:

.

Выбираем по [17] промежуточную железобетонную опору типа ПБ 110-3 с . Выбранная опора короче расчетной на . Для того, чтобы расстояние осталось прежним, надо уменьшить расчетный пролет так, чтобы .

Новому значению соответствует скорректированный расчетный пролет , величину которого приближенно можно определить из соотношения:

.

Поскольку расчет для остальных проводов аналогичен, то расчетные данные сводим в таблицы 15.1, 15.2 и 15.3.

Таблица 15.1- Расчетные данные провода АС-70

Таблица 15.2- Расчетные данные провода АС-120

Таблица 15.3- Расчетные данные провода АС-240

16. Проектирование электрической части подстанции

По месту в энергосистеме проектируемая подстанция (п/с 5) является транзитной. Высшее напряжение подстанции - 110 кВ, низшее - 10 кВ.

16.1 Составление структурной схемы подстанции

Рисунок16.1 - Структурная схема подстанции

Рисунок 16.2 - Неполная принципиальная схема подстанции

16.2 Расчёт количества линий

Число линий РУ, на котором имеется фиксированная нагрузка, определяется по формуле:

n_л= (16.1)

где Р_max - суммарная нагрузка, т.е Р_max=15 МВт,

Р_1л - пропускная способность одной линии.

В зависимости от нагрузки РУ, принимается:

6 - 10кВ - 2ч3 МВт, 110кВ - 35ч40 МВт.

Рассчитаем количество линий, отходящих от РУ - 10 кВ:

n_л= .

Принимаем количество линий равным 8.

Количество линий, отходящих в энергосистему:

n_л= .

Принимаем количество линий равным 1.

Так как данная подстанция является транзитной, то принимаем количество линий, отходящих в энергосистему, равным 2.

16.3 Выбор схем распределительных устройств

РУ-110кВ имеет четыре присоединения (две линии и два трансформатора). Согласно [2], для данного РУ выберем схему с одной секционированной и обходной системами шин.

В нормальном режиме секционный выключатель QB включён. Обходной выключатель QO и разъединители в его цепях отключены. Разъединители каждого присоединения на обходную систему шин нормально отключены, таким образом обходная система шин в нормальном режиме находится без напряжения. Шина АО и выключатель QO служат для вывода в ремонт любого выключателя, кроме секционного без нарушения работы присоединения.

Согласно [2], для РУ - 10кВ с числом линий, равным восьми выберем схему с одной секционированной системой шин. В данной схеме связи между системами шин не предусматривается.

В нормальном режиме секционный выключатель QB2 разомкнут с целью ограничения токов короткого замыкания. Все выключатели и разъединители присоединений нормально включены.

16.4 Схема собственных нужд подстанции

Расчётную нагрузку определяют по формуле:

Р_расч=к_с·Р_уст (16.2)

где к_с - коэффициент спроса, учитывающий неполную нагрузку приёмников [17].

Q_расч= Р_расч·tgц, (16.3)

сosц=1 - для осветительной нагрузки и обогрева; сosц=0,85 - для двигательной нагрузки.

Вычисленные данные сведём в таблицу.

Таблица 16.1 - Приёмники собственных нужд

Таким образом, расчётная нагрузка вычисляется по формуле:

. (16.4)

Летняя расчётная нагрузка:

кВА.

Зимняя расчётная нагрузка:

кВА.

Аварийная нагрузка подстанции отражена в таблице 4.

Таблица 16.2 - Приёмники собственных нужд подстанции в аварийном режиме

Согласно [17], при числе трансформаторов связи на подстанции два и более устанавливают два трансформатора собственных нужд (ТСН). Для данных ТСН примем схему соединения обмоток - Y/Y₀.

За расчётную принимаем зимнюю нагрузку S_з=79,9 кВА. Учитывая то, что на подстанции нет постоянного дежурства, запишем:

S_т S_расч= 79,9 кВА.

Выберем по [13] трансформатор марки ТСЗ - 160/10 (трёхфазный двухобмоточный с естественным воздушным охлаждением при защищённом исполнении). Паспортные данные трансформатора указаны в таблице.

Таблица 16.3 - Паспортные данные ТСН

Определим нагрузку трансформаторов в аварийном режиме:

кВА.

Загрузка трансформаторов в аварийном режиме:

 к (16.5)

где n - число ТСН, к =1,151,2 - допустимая нагрузка в длительном режиме.

к==0,94<1,15,

Следовательно, перегрузки не будет.

Согласно [17] на данной подстанции примем оперативный постоянный ток. На подстанции с постоянным оперативным током ТСН присоединяется к шинам РУ-10 кВ. В цепях ТСН до 250 кВА на стороне 10 кВ устанавливаются предохранители. На стороне 380/220 В ТСН работают раздельно, каждый на свою секцию с АВР на секционной связи.

Согласно сведениям, приведённым выше, выберем следующую схему питания собственных нужд.

16.5 Расчёт токов короткого замыкания

Короткие замыкания являются одной из основных причин нарушения нормального режима работы электроустановок и энергосистем в целом. При проектировании подстанции расчёт токов к.з. производится с целью проверки выбранного электрооборудования. При расчёте токов к.з. принимают ряд допущений, не вносящих существенных погрешностей в расчёты. К ним относятся: