Радиально-магистральная сеть

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: 9.