ВЫБОР СХЕМЫ ПРОЕКТИРУЕМОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

 

При разработке схемы электроснабжения сетевого района учитываются местоположение источников питания и районных понизительных подстанций, применяемые на данной территории номинальные напряжения, наиболее целесообразный граф (конфигурация) сети, число ступеней трансформации и схема электрических соединений подстанций, выбираемая на основе рекомендаций [5].

К схемам РУ электрических соединений любой электроустановки предъявляются следующие основные требования:

1) простота и наглядность;

2) надежное электроснабжение потребителей в нормальном, ремонтном и утяжеленном (послеаварийном) режимах;

3) надежность транзита мощности через подстанцию в нормальном, ремонтном и послеаварийном режимах (за исключением тупиковых подстанций);

4) экономичность;

5) возможность поэтапного расширения РУ при увеличении числа присоединений к нему.

Схема РУ высшего напряжения подстанции определяется напряжением, типом подстанции, числом трансформаторов и количеством присоединяемых линий электропередачи.

Рисунок 1.4 – Схема проектируемой сети

1.6 ВЫБОР МАРКИ И ПЛОЩАДИ СЕЧЕНИЯ ПРОВОДА ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

 

Выбор сечений ЛЭП произведем по условию нагрева и потери электроэнергии на корону.

Для расчета потери электроэнергии по методу наибольших потерь необходим расчет времени использования максимальной активной мощности на ЛЭП Т_ма.

 

Исходные данные:

 

Т_ма1= 4500ч; Т_ма2= 5800ч; Т_ма3= 5600ч; Т_ма4= 5500ч; Т_ма5= 6000ч

 

Т_ма54= Т_ма4= 5500 ч.

Т_ма14= Т_ма4= 5500 ч.

Т_маА3 = Т_ма3 = 5600 ч.

 

Выбор сечений проводов ЛЭП по условию нагрева

 

Для выбора сечения проводов ЛЭП по нагреву используется значение максимального тока утяжеленного режима:

где Р_утij – активная мощность в утяжеленном режиме, МВт.

Q_утij – активная мощность в утяжеленном режиме, МВAp.

 

Рассчитаем токи утяжеленного режима.

Линия A-1:

 

Для остальных режимов утяжеленный ток находим аналогично. Запишем результаты в таблицу 1.6

По таблице выбираем стандартное сечение при I_ут£I_дд для проводов марки АС (вне помещений).

Выбор сечений проводов ЛЭП по условию потерь на корону

По условию потери энергии на корону площадь сечения проводов должны быть не менее минимально допустимых значений, установленных правилами [2] для ЛЭП разных напряжений: 220 кВ – АС 240/39.

При выборе марок проводов на сооружаемых линиях напряжением

110 кВ и выше применяются сталеалюминиевые провода. Для сталеалюминиевых проводов рекомендуются следующие области применения:

Алтайэнерго: район по гололеду III. Нормативная толщина стенки гололеда 15 с повторяемостью 1 раз в 10 лет. При площади сечения до 185 - А:С=6,0..6,25, при площади сечения больше 240 - А:С=7,71..8,04.

 

Таблица 1.6 - Сведения о проводах ЛЭП проектируемой сети

 

ЛЭП	Ток,А	Площадь сечения мм2, по условию выбора	Марка и площадь сечения выбранного провода
Между узлами	Длина, км	Число цепей	Утяж. режим	Длительно допуст.	нагрева	короны
А-1			793,31		АС 400/51	АС 240/32	АС 400/51
А-2			793,31		АС 400/51	АС 240/32	АС 400/51
А-3			236,19		АС 70/11	АС 240/32	АС 240/32
2-5			603,59		АС 240/32	АС 240/32	АС 240/32
1-4			498,53		АС 185/29	АС 240/32	АС 240/32
5-4			472,38		АС 185/29	АС 240/32	АС 240/32

 

1.7 ВЫБОР НОМИНАЛЬНОЙ МОЩНОСТИ ТРАНСФОРМАТОРОВ РАЙОННЫХ ПОНИЗИТЕЛЬНЫХ ПОДСТАНЦИЙ

 

Так как во всех пунктах питания есть электроприемники первой и второй категории, то на районных подстанциях требуется устанавливать не менее двух трансформаторов.

Устанавливаемые на районных подстанциях двухобмоточные трансформаторы должны иметь встроенные устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН).

Номинальная мощность трансформатора выбирается из условия обеспечения нормального режима его работы с учетом перегрузочной способности. Коэффициенты аварийной перегрузки силовых трансформаторов даны в исходных данных.

Формулы, необходимые для нахождения мощности и коэффициента загрузки трансформаторов:

 

; ;

 

 

Расчет номинальной мощности трансформаторов:

 

МВА; (ТРДЦН-100000/220)

МВА; (ТРДЦН-63000/220) МВА; (ТРДЦН-63000/220)

МВА; (ТРДН-40000/220)

МВА; (ТРДН-40000/220)

 

= 0,60; = 0,63;

= 0,71; = 0,75;

= 0,62;

 

2 РАСЧЕТ ОСНОВНЫХ НОРМАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ СЕТИ

 

2.1 РАСЧЕТНАЯ СХЕМА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

 

К параметрам схемы замещения ЛЭП относятся активные и индуктивные сопротивления, активные и емкостные проводимости, равномерно распределенные по всей длине линии.

 

Рисунок 2.1 - Расчетная схема замещения ЛЭП 220кВ

 

Активные и индуктивные сопротивления вычисляются по расчетным удельным сопротивлениям проводов на единицу длины ЛЭП:

где - удельное активное сопротивление провода при , ;

L – длиналинии,км.

где – удельное индуктивное сопротивление, .

 

Удельное индуктивное сопротивление можно определить по формуле:

,

где – среднегеометрическое расстояние между проводами, мм;

– внешний радиус провода, мм; – относительная магнитная проницаемость материала проводника (для сталеалюминиевых проводов берется равной 1).

При расстоянии между проводами отдельных фаз линии, равных и , среднегеометрическое расстояние вычисляется по формуле:

.

Значения и находятся в зависимости от конструктивных параметров различных типов опор. При симметричном расположении проводов одноцепных линий на двухцепных опорах удельное индуктивное сопротивление на 1 км линии мало отличается от сопротивления одноцепной линии, и поэтому среднегеометрическое расстояние для двухцепных ЛЭП можно определить по этой же формуле.

Емкостная проводимость линии, обусловленная емкостями между проводами, проводами и землей, определяется по формуле:

,

где – удельная проводимость ЛЭП, .

.

Генерируемая линией реактивная мощность, :

.

Выбираем опоры в соответствии с номинальным напряжением по [3,табл.8.16].

 

Для одноцепных линий выбираем железобетонныеопоры ПБ 220-1(рис. 2.2)

Для двухцепных линий выбираем железобетонные опоры ПБ 220-2 (рис. 2.3)

 

 

Рисунок 2.2- Опоры ПБ 220-1 Рисунок 2.3 - Опоры ПБ 220-2

 

Определим их среднегеометрическое расстояние.

а)D_AB= м,

D_АС = м,

D_ВС = 2,8 + 4,8 = 7,6м.

м

 

б)D_AB= м,

D_АС= м,

D_ВС=2,8+4,8=7,6м.

м

 

Пример расчета параметров схемы замещения проведем для одного участка.

 

Для участка А – 1:

R_л = Ом

Ом/км,

Х_л= Ом

См/км,

В_с= См

 

Зарядная мощность линии в максимальном режиме (U_ном=242кВ):

Q_c= 139,48·10^-6·242²·10⁶= 8,168МВАр

 

Потери активной мощности на погодные условия:

МВт,

 

Параметры схемы замещения остальных участков системы рассчитываются аналогично. Результаты расчетов запишем в таблицу 2.1.:

 

Таблица 2.1 - Сведения о ЛЭП

 

Участок ЛЭП	R, Ом	Xуд, Ом/км	Хл, Ом	b0·10-6, См	В·10-6, См	Qc,max, МВАр	МВт
А-1	3,750	0,4083	20,417	2,789	139,48	8,168	0,101
А-2	5,250	0,4083	28,581	2,789	195,23	11,433	0,142
А-3	5,263	0,4223	18,370	2,693	468,58	27,442	0,964
2-5	6,413	0,4223	22,382	2,693	142,73	8,358	0,174
1-4	9,801	0,4223	34,206	2,693	218,13	12,774	0,267
5-4	6,655	0,4223	23,226	2,693	148,11	8,674	0,181

 

РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ СХЕМЫ ЗАМЕЩЕНИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ

 

В исходных данных на курсовое проектирование отсутствуют варианты подстанций с различными значениями вторичных напряжений, поэтому используются в основном двухобмоточные трансформаторы. Для упрощения расчетов в схеме замещения двухобмоточных трансформаторов проводимости предлагается заменить мощностью, измеряемой заводом - изготовителем при опыте ХХ, т.е. рекомендуется схема замещения трансформаторов с отбором мощности, называемая расчетной (рис. 2.2.)

 

 

Рисунок 2.4 – Схема замещения силового трансформатора

; ;

; ;

Расчет параметров схемы замещения трансформатора типа

ТРДЦН – 63000/220 на второй подстанции:

Ом; Ом

МВАр; МВА

=

Т.к. на подстанциях предусматривается установка двух трансформаторов, то

Расчет остальных трансформаторов производится аналогично. Параметры схем замещения трансформаторов запишем в таблицу:

 

Таблица 2.2 - Параметры схемы замещения силовых трансформаторов

ПС	Трансформатор	Uвн, кВ	Uнн, кВ	UК,%	, кВт	, кВт	IХ,%	Rт,Ом	Хт,Ом	,МВАр	,rкВА	Kт
	ТРДЦН-100000/220		6,6				0,7	0,952	31,74	0,700	0,230+j1,400	34,848
	ТРДЦН-63000/220		6,6				0,8	1,999	50,381	0,504	0,164+j1,008	34,848
	ТРДЦН-63000/220		6,6				0,8	1,999	50,381	0,504	0,164+j1,008	34,848
	ТРДН-40000/220		6,6				0,9	2,810	79,350	0,360	0,100+j0,720	34,848
	ТРДН-40000/220		6,6				0,9	2,810	79,350	0,360	0,100+j0,720	34,848

 

РАСЧЕТ ОСНОВНЫХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ СЕТИ

 

Расчет основного режима работы электропередачи, максимальных и минимальных нагрузок, приводящих к передаче наибольших мощностей по электрической сети, выполняем на ЭВМ по программе REGIM. Основной режим максимальных нагрузок предлагается рассчитать для случая, когда на шинах ВН источника питания поддерживается напряжение, превышающее номинальное значение напряжения сети на 10 %, и известна максимальная нагрузка на шинах низшего напряжения трансформаторных подстанций (в конце сети). Нагрузка в конце сети относительно обмоток НН трансформаторов должна быть определена с учетом мощности компенсирующих устройств.

Методика расчета режима минимальных нагрузок аналогична рекомендуемой методике расчета режима максимальных нагрузок сети. При расчете минимального режима следует принять мощности нагрузок в соответствии с исходными данными к заданию, т. е. 68 %, а напряжения на шинах ВН источника питания – равными номинальному.

Расчет режимов работы системы выполним по стандартной программе REGIM. Исходные данные подготовим в соответствие со схемой замещения проектируемой электрической сети.

Узлы схемы замещения – это шины разных напряжений подстанций и точки отпаек ЛЭП. Все узлы расчетной схемы замещения нумеруются в возрастающем порядке. Последний номер присваивается балансирующему узлу. В качестве балансирующего узла рекомендуется выбирать шины ВН большего из источников питания.

В первой строке файла исходных данных даются сведения о числе ветвей и узлов без балансирующего, напряжение в балансирующем узле (кВ) и точность расчета.

Расчетная схема составляется из ветвей – линий и ветвей – трансформаторов. Ветви кодируются номерами узлов, между которыми они включены. К параметрам ветвей относятся активные и индуктивные сопротивления, коэффициент трансформации. Коэффициент трансформации для ветви – линии равен единице. При задании ветви – трансформатора узлом начала является узел, к которому подключен идеальный трансформатор.

К параметрам узлов относятся активные и реактивные мощности. Мощности нагрузок задаются со знаком минус, генерируемые мощности – со знаком плюс. Зарядные мощности ЛЭП и потери мощности в стали трансформатора должны быть учтены в мощностях узлов подключения проводимостей с соответствующими знаками.