Расчетная схема этого варианта сети представлена на рис.4.4. потоки мощности на участках сети определяем по первому закону Кирхгофа, двигаясь от наиболее удаленных потребителей к источнику. Так, поток мощности на участке 5-6 равен мощности потребителя 6, то есть:
МВА.
Поток мощности на участке 4-5 определяем суммированием двух потоков, вытекающих из узла 5:
МВА.
Потоки мощности на остальных участках определяем аналогично. Результаты помещаем в табл.2, а также наносим на расчетную схему.
Далее, с помощью формулы Илларионова, определяем целесообразную величину номинального напряжения на участке А-1:
кВ.
Принимаем ближайшее стандартное значение 35 кВ.
Аналогично проводим расчеты для остальных участков, и результаты помещаем в табл.2.
Так как нагрузка в пункте 3 очень мала, то линию А-2-3 предполагается соорудить с двумя номинальными напряжениями – 110 кВ на участке А-2 и 35 кВ на участке 2-3. При этом на подстанции потребителя 2 предусматривается установка трехобмоточных трансформаторов.
На всех участках линии А-4-5-6 предусматривается одно номинальное напряжение 110 кВ. Это объясняется тем, что мощность, передаваемая по участку 5-6, близка к предельной для линий 35 кВ. Поэтому по сравнению с напряжением 110 кВ напряжение 35 кВ большой выгоды не даст, и сооружение в пункте 5 еще одной подстанции с трехобмоточными трансформаторами экономически не оправдано.
Таблица 4.1-Выбор напряжений для варианта 3
| Участок | L, км | P, МВт | Q, Мвар | S, МВА | U', кВ | Uном, кВ |
| А-1 | 9,36 | 3,08 | 9,85 | 42,79 | ||
| А-2 | 16,85 | 5,4 | 17,69 | 57,27 | ||
| 2-3 | 5,6 | 1,75 | 5,87 | 33,18 | ||
| А-4 | 37,09 | 12,29 | 39,07 | 83,46 | ||
| 4-5 | 21,51 | 7,03 | 22,63 | 62,60 | ||
| 5-6 | 8,25 | 2,66 | 8,67 | 40,03 |
Теперь выбираем сечения проводов линий. При этом в качестве основного метода используем метод экономических интервалов.
Сначала построим номограммы границ экономических интервалов. Будем считать, что по климатическим условиям район сооружения сети соответствует III району по гололеду, и будут использоваться одноцепные и двухцепные ВЛ на железобетонных опорах. Стоимости сооружения 1 км линии и активные погонные сопротивления для разных сечений представлены в табл.3. Они взяты из [3, табл. 6.99 и 6.100], с учетом коэффициента удорожания (здесь принято kуд = 18), и из [5, табл.П.1].
Таблица 4.2-Стоимости сооружения 1 км ВЛ и погонные сопротивления
| Тип линии | Стоимость сооружения К0i , тыс.руб/км для провода марки: | |||||
| АС-70/11 | АС-95/16 | АС-120/19 | АС-150/24 | АС-185/29 | АС-240/32 | |
| Двухцепная 35 кВ | - | - | - | |||
| Одноцепная 110 кВ | ||||||
| Двухцепная 110 кВ | ||||||
| Погонное сопротивление, R0i , Ом/км | 0,429 | 0,306 | 0,249 | 0,198 | 0,162 | 0,121 |
Как следует из таблицы, стоимость сооружения линий с проводами марок АС-70/11 и АС-95/16 выше, чем с проводами больших сечений. Это значит, что при данных ценах сечения 70мм2 и 95мм2 экономически невыгодны, поэтому далее эти сечения не рассматриваем.
. Определяем наибольшее значение параметра 
, приняв 
; 
руб/кВт∙ч; 
и 
час:
(кВт/руб.)1/2.
Определяем граничный ток для одной из пар сечений, скажем, для 
мм2 и 
мм2 для двухцепной линии 110 кВ:
А.
Граничные токи для всех остальных пар сечений определяем аналогично. Результаты заносим в табл.4.3.
Таблица 4.3 -Граничные токи между сечениями
| Пары сечений | 120/150 | 150/185 | 185/240 | 150/240 | 120/240 |
| Двухцепная 35 кВ | 252,4 | ||||
| Одноцепная 110 кВ | 119,0 | 316,7 | 459,7 | ||
| Двухцепная 110 кВ | 483,3 | 500,7 | 469,2 | 484,2 | 483,8 |
Для двухцепной линии 110 кВ граничный ток для пары сечений 185 и 240 мм2 получился меньше, чем для пары сечений 150 и 185 мм2. Это означает, что сечение 185 мм2 экономического интервала не имеет. Поэтому определяем граничный ток для пары сечений 150 и 240 мм2. Он оказался практически равным граничному току для пары сечений 120 и 150 мм2. Следовательно, экономический интервал сечения 150 мм2 также практически отсутствует. Поэтому определяем граничный ток для пары сечений 120 и 240 мм2.
Итак, при данной стоимости сооружения линий для двухцепных линий 35 кВ экономически выгодными могут быть только два сечения: 120 мм2 и 150 мм2. Для одноцепных линий 110 кВ могут быть выгодными сечения 120 мм2, 150 мм2, 185 мм2 и 240 мм2. Для двухцепных линий 110 кВ – 120 мм2 и 240 мм2. На рисунке 4.5 представлены номограммы экономических интервалов, построенные по данным табл.4.3.
Теперь по построенным номограммам выберем сечения. Для этого нужно найти значение параметра и величину тока в каждой цепи в часы наибольших нагрузок.
По [3, рис.6.1] для заданного значения числа часов использования максимума определяем 
. В качестве приемлемого срока окупаемости примем 
года. Соответствующая этому сроку окупаемости эффективность капиталовложений составит 
. Стоимость потерь электроэнергии принимаем 0,6 руб./кВт∙ч. Норму отчислений на амортизацию и обслуживание на основании [3, табл.6.32] примем .
Тогда 
(кВт/руб.)1/2.
Определяем наибольший ток в одной цепи линии А-1:
А.
По номограмме для двухцепной линии 35 кВ на рис. 4.5 определяем, что при 
ток 81,2 А попадает в экономический интервал сечения 120 мм2. Следовательно, для этой линии выбираем провод марки АС-120/19.
Проверяем выбранный провод по техническим ограничениям. В наиболее тяжелом послеаварийном режиме, когда одна из цепей линии будет выведена из работы, ток в оставшейся цепи удвоится, то есть достигнет величины 162,4 А. Допустимая же нагрузка для этой марки провода составляет 390 А [3, табл.6.54А], то есть значительно выше. По коронному разряду проверку не делаем, так как напряжение 35 кВ.
Определяем некоторые параметры этой линии и ее режима. Активное погонное сопротивление 
Ом/км берем из табл.3, реактивное погонное сопротивление 
Ом/км определяем по [5.табл.П.4]. Тогда:
Ом; 
Ом.
Потери мощности в линии: 
МВт.
Потери напряжения в нормальном и наиболее тяжелом послеаварийном режиме: 
кВ или 
;
кВ или 
.
Отметим, что потеря напряжения в послеаварийном режиме соизмерима с пределами регулирования напряжения устройств РПН трансформаторов 35 кВ [3.табл.6.48], составляющими ±8 ×1,5 = ±12%. Поэтому, если при уточненном расчете окажется, что на шинах потребителя 1 в послеаварийном режиме не удается обеспечить требуемый уровень напряжения, то придется перейти на номинальное напряжение 110 кВ.
Выбор сечений проводов и их проверка, а также определение некоторых параметров для других линий произведены аналогично. Результаты расчетов помещены в табл.4.4.
Таблица 4.4- Выбранные сечения провода и некоторые параметры линий
| Участок | S, МВА | I, А | F,мм2 | r0, Ом/км | R, Ом | x0, Ом/км | X, Ом | DP, МВт | DU, % |
| А-1 | 9,85 | 81,24 | 0,249 | 5,23 | 0,414 | 8,69 | 0,41 | 6,17 | |
| А-2 | 17,69 | 46,42 | 0,249 | 7,60 | 0,427 | 13,02 | 0,20 | 1,64 | |
| 2-3 | 5,87 | 48,41 | 0,249 | 3,98 | 0,414 | 6,62 | 0,11 | 2,77 | |
| А-4 | 39,07 | 102,53 | 0,249 | 7,10 | 0,427 | 12,17 | 0,90 | 3,41 | |
| 4-5 | 22,63 | 59,39 | 0,249 | 2,74 | 0,427 | 4,70 | 0,12 | 0,76 | |
| 5-6 | 8,67 | 22,75 | 0,249 | 3,49 | 0,427 | 5,98 | 0,02 | 0,37 |
Суммированием по всем участкам определяем общие потери мощности: 
МВт.
Также суммированием определяем общую потерю напряжения до наиболее удаленных потребителей:
%;
%.
В качестве наиболее тяжелых послеаварийных режимов принимаем режимы, которые возникают после отказа одной из цепей на том участке каждой магистрали, где в нормальном режиме наблюдается наибольшая потеря напряжения. Сопротивления участка после отказа одной цепи возрастают в два раза, поэтому также в два раза возрастает потеря напряжения на этом участке. Таким образом, общая потеря напряжения в послеаварийном режиме составит:
в магистрали А-3 - 
%;
в магистрали А-6 - 
%.
Как в нормальном режиме, так и в послеаварийных режимах общая потеря напряжения значительно ниже, чем возможности устройств РПН.
Теперь для сопоставления повторим выбор сечений проводов методом экономической плотности тока. Экономическая плотность тока для неизолированных алюминиевых проводов и числа часов использования максимума 
в соответствии с [9, табл.1.3.36] составляет 1,0 А/мм2. Экономические сечения определяем по формуле 
. Затем выбираем ближайшее стандартное сечение. Расчет произведен в табл.4.5.
Таблица 4.5-Стандартные сечения, выбранные по экономической плотности тока
| Участок | А-1 | А-2 | 2-3 | А-4 | 4-5 | 5-6 |
| Iнб, А | 81,24 | 46,42 | 48,41 | 102,53 | 59,39 | 22,75 |
| Fэк, мм2 | ||||||
| Fст |
Как следует из таблицы, сечения получились совершенно другие, чем при использовании метода экономических интервалов.
Теперь выберем трансформаторы и схемы ОРУ на стороне ВН.
Среди потребителей ПС1 согласно заданию имеются потребители I и II категории (35%). Поэтому предусматриваем установку двух трансформаторов. Номинальная мощность трансформаторов должна удовлетворять условиям: (4-14) и (4-15). То есть:
Выбираем комплектную трансформаторную подстанцию блочного типа (КТПБ) 35/6 кВ с двумя трансформаторами по 6,3 МВА и одной рабочей секционированной с выключателем системой шин на стороне ВН [6.табл.6.134].
Аналогично определяем номинальные мощности трансформаторов для ПС4 и ПС6:
Для обеих ПС выбираем КТПБ 110/6 кВ с двумя блоками с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий ВН. Мощности трансформаторов для ПС4 - 10 МВА и для ПС 6 - 6,3 МВА.
На ПС2 предусматриваем установку трехобмоточных трансформаторов, поэтому при определении их номинальной мощности учитываем и нагрузку ПС3: 
Выбираем КТПБ 110/35/10 кВ с двумя блоками с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий ВН с трансформаторами мощностью 10 МВА.
Определяем номинальную мощность трансформаторов на ПС3:
Выбираем КТПБ 35/6 кВ с двумя трансформаторами по 4 МВА и одной рабочей секционированной с выключателем системой шин на стороне ВН.
Потребители ПС5 только третьей категории. Поэтому предусматриваем установку одного трансформатора с номинальной мощностью, удовлетворяющей условию (4-13): 
Выбираем КТПБ 110/10 кВ с отделителем на стороне ВН, с трансформатором номинальной мощностью 16 МВА.
Кольцевая сеть
 |
Расчетная схема этого варианта представлена на рис. 4.6. Поскольку сеть кольцевая, то условно “разрезаем” источник и разворачиваем кольцо, превращая кольцевую сеть в магистральную линию с двухсторонним питанием.
 |
Расчетная схема этого варианта представлена на рис. 4.6. Поскольку сеть кольцевая, то условно “разрезаем” источник и разворачиваем кольцо, превращая кольцевую сеть в магистральную линию с двухсторонним питанием.
Расчет потокораспределения производим, начиная с головного участка:
МВт;
Мвар.
Поток на участке 1-3 определяем по первому закону Кирхгофа: 
МВА.
Потоки на остальных участках определяются аналогично. Результаты расчета приведены в табл.4.6.
Целесообразную величину напряжения определяем по наиболее загруженному и протяженному головному участку Б-4:
кВ.
Принимаем номинальное напряжение для всей линии 110 кВ.
Выбор сечений проводов произведен методом экономических интервалов аналогично п.4.6.1. Результаты расчетов представлены в табл.4.6. Там же приведены результаты расчета параметров сети и параметров нормального режима.
Таблица 4.6-Выбранные сечения и некоторые параметры линий кольцевой сети
| Участок | S, МВА | I, А | F,мм2 | r0, Ом/км | R, Ом | x0, Ом/км | X, Ом | DP, МВт | DU,% |
| А-1 | 30,38 | 159,44 | 0,121 | 5,08 | 0,405 | 17,01 | 0,39 | 2,54 | |
| 1-3 | 20,52 | 107,72 | 0,162 | 6,64 | 0,413 | 16,93 | 0,23 | 1,96 | |
| 3-2 | 14,66 | 76,93 | 0,198 | 6,34 | 0,42 | 13,44 | 0,11 | 1,24 | |
| 2-6 | 2,83 | 14,86 | 0,249 | 6,97 | 0,427 | 11,96 | 0,00 | 0,25 | |
| 6-5 | 5,84 | 30,65 | 0,249 | 6,97 | 0,427 | 11,96 | 0,02 | 0,49 | |
| 5-4 | 19,80 | 103,92 | 0,198 | 4,36 | 0,42 | 9,24 | 0,14 | 1,14 | |
| 4-Б | 36,24 | 190,23 | 0,121 | 6,90 | 0,405 | 23,09 | 0,75 | 4,13 |
Общие потери мощности составляют 
МВт; общая потеря напряжения от источника до точки потокораздела 
%.
Наиболее тяжелый послеаварийный режим возникает в результате отказа наиболее загруженного участка 4-Б. При этом кольцевая сеть превращается в магистральную линию с питанием с одной стороны. Расчетная схема линии представлена на рис.4.7. Там же показаны потоки мощности по участкам, определенные по первому закону Кирхгофа. Расчет потери напряжения проведен в табл.4.7.
Таблица 4.7-Потеря напряжения в послеаварийном режиме
| DUА-1, % | DU1-3, % | DU3-2, % | DU2-6, % | DU6-5, % | DU5-4, % | DU  ,%
|
| 6,14 | 5,98 | 4,73 | 3,69 | 2,74 | 1,06 | 24,47 |
Общая потеря напряжения в послеаварийном режиме оказалась значительно выше, чем пределы регулирования устройств РПН [3, табл.6.47]. Поэтому переходим к варианту 10 (сложно-замкнутая сеть).
Сложно-замкнутая сеть
Перед расчетом потокораспределения преобразуем ее в простую замкнутую сеть. Для этого сначала разнесем нагрузку 1 между точкой А и точкой 3 (рис.4.8, а)). При этом в точку 3 перемещается мощность:
МВА.
Это увеличивает нагрузку в точке 3 до величины:
МВА.
Теперь эту новую нагрузку точки 3 разносим между точками А и 2 (рис.4.8, б)):
МВА.
При этом в точке 2 нагрузка увеличивается до величины:
МВА.
Теперь две параллельные линии А-1-3-2' и А-2 заменяем одной эквивалентной (рис. 4.8, в)) и определяем ее длину:
км.
Получившуюся в результате преобразования кольцевую линию “разрезаем” по источнику и представляем, как линию с двухсторонним питанием. Далее, так же как в п.4.6.2, производим расчет потокораспределения. Результаты расчета представлены на расчетной схеме (рис.4.9).
Теперь преобразуем сеть в обратном порядке и находим потоки мощности на других участках.
Потоки мощности на участках А-2 и А-1-3-2:
МВА.
МВА.
Нагрузку 
возвращаем в точку 3, а нагрузку 
- в точку 1:
МВА;
МВА;
МВА.
Расчетная схема сложно-замкнутой сети до преобразования (точнее, после обратного преобразования) представлена на рисунке 4.10.
По полученным данным выбираем сечения линий, определяем их параметры и некоторые параметры режима. Результаты этих расчетов представлены в табл.4.8.
Таблица 4.8-Сечения провода и некоторые параметры сложно-замкнутой сети
| Участок | I, А | F, мм2 | r0, Ом/км | R, Ом | x0, Ом/км | X, Ом | DP,МВт | DU, % |
| А-1 | 99,72 | 0,198 | 8,32 | 0,420 | 17,64 | 0,25 | 2,31 | |
| 1-3 | 48,00 | 0,198 | 8,12 | 0,420 | 17,22 | 0,06 | 1,08 | |
| 3-2 | 17,21 | 0,249 | 7,97 | 0,427 | 13,66 | 0,01 | 0,36 | |
| А-2 | 110,26 | 0,162 | 9,88 | 0,413 | 25,19 | 0,36 | 3,29 | |
| 2-6 | 65,54 | 0,198 | 5,54 | 0,420 | 11,76 | 0,07 | 1,02 | |
| А-4 | 139,04 | 0,162 | 9,23 | 0,413 | 23,54 | 0,54 | 3,90 | |
| 4-5 | 53,23 | 0,198 | 4,36 | 0,420 | 9,24 | 0,04 | 0,64 | |
| 5-6 | 20,05 | 0,249 | 6,97 | 0,427 | 11,96 | 0,01 | 0,37 |
Общие потери мощности составляют 
МВт; потеря напряжения до точки потокораздела 
%.
Наиболее тяжелый послеаварийный режим в этой сети возникает в результате отказа наиболее загруженного участка 4-Б. При этом сложно-замкнутая сеть превращается в простую кольцевую сеть. Расчетная схема, соответствующая этому режиму, представлена на рисунке 4.11.
Расчет потокораспределения по этой схеме произведен аналогично п.4.6.2. Особенностью расчета является только то, что нагрузка в точке 2 кольца представляет собой сумму нагрузок собственно потребителя 2 и магистрали 2-6-5-4.
Далее проведена проверка соответствия нагрузок линий в послеаварийном режиме длительно допустимым нагрузкам для выбранных сечений и проведен расчет потерь напряжения на каждом участке. Результаты расчета сведены в табл.4.9.
Таблица 4.9-Потери напряжения в послеаварийном режиме сложно-замкнутой сети
| DUА-1, % | DU1-3, % | DU3-2, % | DUВ-2, % | DU2-6, % | DU6-5, % | DU5-4, % | DU ,%
|
| 3,13 | 1,99 | 1,23 | 5,47 | 2,89 | 2,61 | 0,96 | 12,81 |
Дата: 2016-10-02, просмотров: 177.
